UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
PROGRAMA DE MAESTRÍA Y DOCTORADO EN
UNIVERSIDAD NACIONAL
AUTONOMA DE
MEXICO
INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA
“INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD DE POZOS DAÑADOS POR
BLOQUEO DE CONDENSADO RETROGRADO, MEDIANTE
LA INYECCIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS.”
TESIS
QUE PARA OPTAR POR EL GRADO DE:
MAESTRO EN INGENIERIA
PETROLERA Y GAS NATURAL (YACIMIENTOS)
P R E S E N T A :
CARLOS FERNANDO TAPIA GARCÍA
TUTOR:
DR. JORGE A. ARÉVALO VILLAGRÁN.
2008
II
III
IV
DEDICATORIA.
Aurora, Katia y Juan Carlos;
Tal vez aún son muy pequeños para entender todo el amor y
cariño que les tengo, sin embargo, el día de mañana serán
grandes y lo comprenderán. Les agradezco el tiempo que me
dispensaron, tiempo que no se los pude dar.
Este trabajo lo realicé pensando en ustedes, mis amados hijitos,
que son mi máxima inspiración y quienes motivan que día a día
trate de superarme. Los quiero mucho.
Su papá.
Rossana;
Por tu infinita paciencia, sabiduría y apoyo para conmigo (como
siempre lo has hecho), te dedico este trabajo; no es mío… es
tuyo.
Carlos.
“Señor, dame paciencia para aceptar las cosas que no puedo cambiar, valor para cambiar las que si puedo y sabiduría para conocer la
diferencia.”
V
VI
AGRADECIMIENTOS.
• A todo el personal del área de Termodinámica de Altas
Presiones del Laboratorio de Productividad de Pozos del
Instituto Mexicano del Petróleo, por todo el valioso apoyo
que me brindaron, en especial al Dr. Simón López Ramírez.
• A la Universidad Nacional Autónoma de México, mi Alma
Mater, gracias nuevamente por todo lo que me ha dado,
sobre todo por enseñarme a ser solidario.
• Al Dr. Jorge A. Arévalo Villagrán, por el apoyo brindado
para poder realizar mis estudios de Maestría.
• Gracias especiales a todos mis maestros del Posgrado,
quienes enseñan más allá que sus valiosos conocimientos.
VII
VIII
ÍNDICE GENERAL.
Lista de figuras.
XII
Lista de tablas.
XVI
Lista de apéndices.
XVII
Objetivo.
XIX
Alcance
XX
Capítulo I. Introducción.
1
I.1. Desarrollo del trabajo.
Capítulo II. Revisión bibliográfica
2
3
Capítulo III. Aspectos generales de yacimientos de gas condensado,
permeabilidad y mojabilidad de la roca.
III.1. Yacimientos de gas condensado.
11
11
III.1.1. Diagrama de fases de un gas retrógrado o gas condensado.
11
III.1.2. Aspectos generales de un gas condensado.
14
III.1.3. Efectos de la densidad API, temperatura y relación gas-liquido sobre
la presión de rocío.
15
III.1.4. Condensación y vaporización.
16
III.2. Permeabilidad.
18
III.2.1. Permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa. 18
III.3. Mojabililidad de la roca.
21
III.3.1. Mojabilidad por agua, mojabilidad por aceite y mojabilidad neutra.
21
III.3.2. Factores que afectan la mojabilidad original del yacimiento.
22
III.3.3. Métodos de medición de mojabilidad.
23
III.3.4. Efectos de la mojabilidad sobre la presión capilar.
33
III.3.5. Efectos de la mojabilidad sobre la permeabilidad relativa.
35
IX
Capítulo IV. Disminución de la productividad debido a la acumulación de
condensados en la vecindad del pozo.
41
IV.1. Dinámica de la formación de un banco de condensado
alrededor de la pared del pozo.
41
IV.2. Pérdida de productividad causada por la acumulación de
hidrocarburos líquidos cercano a la pared del pozo.
46
IV.2.1. Efecto sobre la permeabilidad relativa.
49
IV.2.2. Cambios composicionales.
51
IV.2.3. Desarrollo del anillo de condensado.
52
CAPÍTULO V. Desarrollo experimental.
V.1. Descripción del campo Saramako.
55
55
V.1.1. Características de las formaciones en el campo Saramako.
57
V.1.2. Reporte de núcleo Saramako 1.
58
V.2. Características básicas del yacimiento y de los fluidos.
59
V.3. Volúmenes originales en sitio y reservas de gas y líquido.
61
V.3.1. Volúmenes originales de hidrocarburos (método dinámico de
declinación de presión).
61
V.3.2. Reservas totales y remanentes de gas y condensado.
63
V.4. Desarrollo experimental.
65
V.4.1. Mineralogía de la roca.
65
V.4.2. Pruebas de compatibilidad de fluidos.
66
V.4.3. Determinación de la mojabilidad de la roca de la formación.
67
V.4.4. Alteración de la mojabilidad de la roca de la formación.
70
V.4.5. Pruebas de desplazamiento.
72
V.5. Resultados de las pruebas de desplazamiento.
75
V.5.1. Prueba de desplazamiento para el tapón 2, producto químico A.
77
V.5.2. Prueba de desplazamiento para el tapón 1, producto químico A.
79
V.5.3. Prueba de desplazamiento para el tapón 3, producto químico B.
81
V.6. Resumen de resultados.
CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES.
83
85
Apéndice “A”. Estudio de Espectro de Rayos X Núcleo 2, Pozo Saramako 1. 87
X
Apéndice “B”. Análisis Físico, Químico y Bacteriológico del Agua del Campo
Saramako.
95
Apéndice “C”. Análisis Mineralógico Muestras Núcleo 2 Pozo Saramako 1.
97
Apéndice “D”. Procedimiento para la prueba de desplazamiento en tapones
desarrollado por el fabricante del producto químico “A”.
115
Apéndice “E”. Procedimiento para la prueba de desplazamiento en tapones
desarrollado en el Instituto Mexicano del Petróleo.
117
Apéndice “F”. Relación entre la Ecuación de Darcy y la Ley de
Hagen-Poiseuille.
119
Apéndice “G”. Metodología desarrollada
129
Nomenclatura
133
Referencias
139
XI
LISTA DE FIGURAS.
FIGURA
DESCRIPCIÓN
II.1
Representación de las fuerzas y la región de importancia relativa a la dimensión
radial y presión del yacimiento (Ursin1).
II.2
PÁGINA
6
Agua en la parte superior de una roca después de haber alterado su
mojabilidad por productos químicos (tomada de Liu).
10
III.1
Diagrama de fases típico de un gas condensado retrógrado.
13
III.2
Efecto de la densidad API en la presión de rocío.
15
III.3
Efecto de la temperatura en la presión de rocío.
16
III.4
Efecto de la Relación Gas-Líquido en la presión de rocío.
16
III.5
Comportamiento retrógrado de un gas condensado.
17
III.6
Representación esquemática de una muestra de roca
19
III.7
Curvas de permeabilidad relativa para un sistema agua-aceite.
20
III.8
Curvas de permeabilidad relativa para un sistema gas-aceite.
21
III.9
Mojabilidad de sistemas aceite/agua/roca.
24
III.10
Mediciones de mojabilidad USBM: (I-Empuje por salmuera. II-Empuje por
aceite)
(a) Núcleo no tratado, (b) Núcleo tratado con organoclorosilano, (c) Núcleo pre-
28
tratado con aceite por 324 hrs y 140 °F; la salmuera contiene 1000 ppm de
tripolifosfato de sodio
III.11
Curvas de permeabilidad relativa agua/aceite basadas en la permeabilidad
efectiva al aceite a la saturación de agua connata; (a) roca fuertemente mojada
32
por agua, (b) roca fuertemente mojada por aceite (Craig).
III.12
Comparación de permeabilidades relativas gas/aceite (drene) y agua/aceite
(imbibición).
32
III.13
Interfase agua/aceite en un tubo capilar.
34
III.14
Curva de presión capilar agua/aceite medido sobre una arena Berea mojada
por agua.
IV.1
Ilustración del perfil de presión y atrapamiento de líquido en la región cercana a
la pared del pozo.
IV.2
XII
42
Perfil de presión para un yacimiento homogéneo fluyendo por arriba de la
presión de rocío.
IV.3
35
Perfil de presión para un yacimiento homogéneo fluyendo por debajo de la
44
presión de rocío.
44
IV.4
Curvas CCE para seis mezclas de gas condensado.
45
IV.5
Fracción del componente molar para mezclas metano-pentano a T=75 °F.
45
IV.6
Densidad de la fase molar para mezclas metano-pentano a T=75 °F.
45
IV.7
Viscosidad de la fase para mezclas metano-pentano a T=75 °F.
46
IV.8
Curvas de permeabilidad relativa.
46
IV.9
Producción de gas y condensado pozo A.
48
IV.10
Ajuste histórico de la producción de condensado.
48
IV.11
Comportamiento de la saturación de condensado en el yacimiento con el
tiempo.
49
IV.12
Permeabilidad relativa del condensado en el yacimiento.
50
IV.13
Permeabilidad relativa del gas en el yacimiento.
50
IV.14
Tensión superficial del fluido en el yacimiento.
51
IV.15
Viscosidad del condensado en el yacimiento.
52
IV.16
Viscosidad del gas en el yacimiento.
52
IV.17
Cambio del perfil de saturación de condensado con el tiempo.
54
V.1
Mapa ubicación geográfica campo Saramako - Columna Geológica.
56
V.2
Cuerpos arenosos del Pleistoceno, campo Saramako.
56
V.3
Imagen microscopía electrónica de barrido núcleo 2 pozo Saramako 1.
58
V.4
Comportamiento de Presión del campo Saramako.
60
V.5
Producción acumulada pozos del campo Saramako.
60
V.6
Determinación del GCOES por el Método Dinámico de Declinación de Presión.
62
V.7
Cálculo de Reservas de Gas y Líquido por el Método Dinámico de
Declinación de Presión.
V.8
Estudio de difracción de rayos X para determinar la mineralogía de la formación
productora del campo Saramako.
V.9
64
66
Celda Bulk. Equipo utilizado para realizar pruebas de compatibilidad de fluidos
agitando muestras de fluidos a condiciones de presión y temperatura.
67
V.10
Criterios de Evaluación- Pruebas de compatibilidad.
68
V.11
Prueba de compatibilidad de fluidos.
68
V.12
Granos preferentemente mojados por aceite.
69
V.13
Secuencia fotográfica de imbibición de gotas de agua y condensado en roca de
formación.
69
V.14
Muestra de roca en seno de producto químico para alterar su mojabilidad.
71
V.15
Los granos de roca ya no muestran preferencia por el condensado.
71
V.16
Limpieza de tapones con tolueno.
72
V.17
Bomba de desplazamiento.
74
XIII
V.18
Horno equipado.
74
V.19
Esquema de horno equipado para hacer pruebas de desplazamiento.
76
V.20
Permeabilidad efectiva al gas antes de tratamiento, tapón 2.
78
V.21
Permeabilidades efectivas al aceite antes y después de tratamiento, tapón 2.
79
V.22
Permeabilidades efectivas al gas antes y después de tratamiento, q
Iny=1000
3
cm /hr, tapón 1.
V.23
80
Permeabilidad efectiva al aceite antes y después de tratamiento, q
Iny=100
3
cm /hr, tapón 1.
V.24
Permeabilidad efectiva al gas antes y después de tratamiento, q
81
Iny=1000
cm3/hr.
V.25
Permeabilidad efectiva al aceite antes y después de tratamiento, q
82
Iny=100
3
cm /hr.
83
A.1
Imagen 50µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 1.
88
A.2
Imagen 20µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 2.
89
A.3
Imagen 5µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 3.
90
A.4
Imagen 50 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 4.
91
A.5
Imagen 5 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 5.
92
A.6
Imagen 20 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 6.
93
A.7
Imagen 5 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 7.
94
C.1
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S1-98.
100
C.2
Nivel de energía muestra S1-98.
101
C.3
Nivel de energía muestra S2-99.
102
C.4
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S3-100.
103
C.5
Nivel de energía muestra S3-100
104
C.6
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S4-101.
105
C.7
Nivel de energía muestra S4-101.
106
C.8
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S5-102.
107
C.9
Nivel de energía muestra S5-102.
108
C.10
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S6-107.
109
C.11
Nivel de energía muestra S6-107.
110
C.12
Patrón de difracción de Rayos X, muestra S7-104.
111
C.13
Nivel de energía muestra S7-104.
112
C.14
Nivel de energía muestra AB.
113
C.15
Nivel de energía muestra CB.
114
F.1
Envoltura cilíndrica de un fluido sobre el que se aplica balance de cantidad de
movimiento para obtener la fórmula de Hagen-Poiseuille.
F.2
XIV
Permeabilidades absolutas de los tapones 1, 2 y 3 empleados en los
120
experimentos.
123
F.3
Imagen microscopía de barrido muestra 1, núcleo 2, pozo Saramako 1.
126
F.4
Imagen microscopía de barrido muestra 2, núcleo 2, pozo Saramako 1.
126
F.5
Imagen microscopía de barrido muestra 3, núcleo 2, pozo Saramako 1.
127
G.1
Diagrama de flujo de la metodología desarrollada.
131
XV
LISTA DE TABLAS.
TABLA
DESCRIPCIÓN
3.1
Composición típica de un gas condensado.
3.2
Clasificación de un yacimiento de gas condensado con base en su
riqueza.
3.3
PÁGINA
14
15
Relaciones aproximadas entre mojabilidad, ángulo de contacto y los
índices de mojabilidad USBM y Amott.
25
3.4
Reglas prácticas de Craig para determinar la mojabilidad.
38
5.1
Historias de Presión y Producción del Campo Saramako.
61
5.2
Reservas Totales y Remanentes del Campo Saramako.
65
5.3
Porosidad y permeabilidad absoluta de tapones empleados en pruebas
de desplazamiento.
5.4
73
Comportamiento de la permeabilidad de la roca antes y después de
tratamiento químico.
83
C.1
Identificación de fases de muestras de roca Núcleo 2, pozo Saramako 1.
99
F.1
Numéro de Reynolds para diferentes gastos de gas.
124
G.1
Metodología desarrollada.
130
XVI
LISTA DE APÉNDICES.
APÉNDICE
DESCRIPCIÓN
A
Estudio de Espectro de Rayos X Núcleo 2, Pozo Saramako 1.
B
Análisis Físico, Químico y Bacteriológico del Agua del Campo
PÁGINA
87
Saramako.
95
C
Análisis mineralógico muestras núcleo 2 pozo Saramako 1.
97
D
Procedimiento prueba de desplazamiento en tapones desarrollado
por el fabricante del producto químico A.
E
115
Procedimiento prueba de desplazamiento en tapones desarrollado
en el Instituto Mexicano del Petróleo.
117
F
Relación entre la Ecuación de Darcy y la Ley de Hagen-Poiseuille.
119
G
Metodología desarrollada.
129
XVII
XVIII
OBJETIVO.
Desarrollar una metodología para la selección de productos
químicos a emplear en pozos que presentan daño por bloqueo,
causado por condensación retrógrada del gas condensado y
vapor de agua en formaciones arenosas, con la finalidad de
mejorar su productividad.
XIX
ALCANCE.
El presente trabajo fue desarrollado para yacimientos tipo gas
condensado
en
formaciones
arenosas
relativamente
homogéneas.
Nuevos estudios se requerirán realizar para yacimientos de gas
condensado acumulados en formaciones calcáreas que pudieran
presentar fracturas, o en formaciones arenosas heterogéneas.
Otra área de estudio se podría focalizar en yacimientos de aceite
volátil que presenten una capa de gas, la cual, dada su
composición, se comporte de manera similar al de un yacimiento
de gas condensado con una región retrógrada.
XX
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN.
El daño a la formación por bloqueo de condensado retrógrado origina que disminuya la
productividad de los pozos, trayendo como consecuencia el retraso en la recuperación
de las reservas de hidrocarburos. Aunado a lo anterior, los pozos pueden dejar de
producir con la consecuente pérdida de importantes volúmenes de gas y condensados,
que podrían ser factibles de recuperarse mediante la implantación de métodos
artificiales de producción.
Existen diferentes técnicas de mantenimiento de presión aplicables a yacimientos de
gas condensado, entre las cuales se encuentra la inyección de gases, como metano,
bióxido de carbono o nitrógeno, cuyo objetivo es mantener a la presión de yacimiento
por arriba de la presión a la cual comenzaría la formación de una fase líquida
proveniente del gas. Sin embargo, la no disponibilidad de estos gases y/o las altas
inversiones que se requerirían para llevar a cabo su implementación, no lo hacen
factible de llevar a la práctica.
Otra técnica susceptible de llevar a cabo es la inyección contra formación de productos
químicos, la cual tiene como objetivo primordial facilitar el movimiento del condensado
cercano a la vecindad del pozo, así como incrementar la permeabilidad efectiva al gas.
Sin embargo, antes de decidirse por la inyección de cualquier producto químico, se
deben realizar una serie de pruebas a nivel de laboratorio, las cuales tienen como
objetivo el disminuir el riesgo de realizar operaciones fallidas que traigan como
consecuencia aumentar el daño por incompatibilidad de fluidos, precipitación de sólidos
o que simplemente no disminuyan el daño por bloqueo de condensado retrógrado.
En este trabajo se presenta el desarrollo de una metodología para la selección de
productos químicos con potencial aplicación en formaciones arenosas que presenten
daño por bloqueo de condensado retrógrado.
1
I.1. DESARROLLO DEL TRABAJO.
En cada uno de los capítulos se indican las unidades de las ecuaciones empleadas. La
nomenclatura está indicada con las dimensiones en que se encuentran las variables. A
continuación se presenta una breve descripción de los capítulos desarrollados.
En el Capítulo I se presenta la introducción.
En el Capitulo II se realizó una investigación de la literatura técnica básica para
estudiar el fenómeno de condensación retrógrada y mojabilidad de la roca, así como de
los diversos factores que influyen para alterarla.
En el Capítulo III se presentan los aspectos básicos de los yacimientos de gas
condensado, lo referente a la mojabilidad de la roca, diferentes tipos de mojabilidad,
factores que la alteran y los diferentes métodos disponibles para medirla.
El Capítulo IV trata de la descripción de los diversos factores que originan la formación
de un anillo de condensado alrededor del pozo así como de la pérdida de productividad
asociada a dicho fenómeno.
Respecto al Capítulo V se presentan los aspectos generales, las condiciones y
resultados obtenidos de los experimentos que se llevaron a cabo con los fluidos y rocas
del campo Saramako.
Finalmente, en el Capítulo VI se tratan las conclusiones y recomendaciones a que se
llegaron en el estudio realizado.
2
CAPÍTULO II
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
Las principales fuerzas que interactúan en los yacimientos petroleros son las
gravitacionales, capilares, fuerza viscosa e inerciales. Dependiendo de la región dentro
del yacimiento unas son más importantes que otras, pero todas juegan un papel
fundamental en el flujo de fluidos. Diversos esfuerzos se han realizado con miras a
incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos en yacimientos de gas
condensado, dentro de los cuales se pueden mencionar a la inyección de solventes en
la vecindad del pozo o la inyección de diferentes gases pero a nivel de yacimiento, sin
embargo, existen limitaciones tanto técnicas como económicas para llevarlas a cabo. A
continuación se presenta una revisión bibliográfica de la literatura técnica disponible
relacionada con el tema de mejorar la productividad de pozos productores en
yacimientos de gas condensado.
Ursin1 definió números adimensionales para describir la interrelación de las fuerzas que
actúan en el flujo de fluidos en medios porosos. Identifica regiones dentro del
yacimiento donde ciertas fuerzas son más importantes que otras. Las fuerzas
fundamentales son: viscosas (V), capilares (C), gravitacionales (G) e inerciales (I). Las
fuerzas viscosas resultan de la interacción intermolecular dentro del mismo fluido y son
relativas a las condiciones que rodean al fluido, tales como la pared del canal por donde
fluye o por otros fluidos. La importancia de las fuerzas capilares es relativa a la
mojabilidad del medio poroso y, en particular, a la extensión de la fase mojante. Las
fuerzas gravitacionales están siempre activas en todo el yacimiento. En el flujo de
fluidos en el yacimiento, las fuerzas gravitacionales pueden ser de importancia en
situaciones donde los fluidos tienen diferentes densidades, como es el caso del gas y el
condensado líquido. La fuerza de inercia está asociada con el redireccionamiento del
flujo de fluidos en el medio poroso. Por ejemplo, en flujo lineal (como en un tubo recto)
no hay fuerzas inerciales activas, pero en un medio poroso, un continuo
3
redireccionamiento del flujo está tomando lugar conforme las moléculas de
hidrocarburos se están moviendo entre los granos minerales.
Las relaciónes que encontró Ursin entre todas estas fuerzas a través de números
adimensionales son los siguientes:
Relación entre fuerzas capilares y viscosas:
N (C / V ) =
σ go cos(θ )
υ g µo
(2.1)
Relación entre fuerzas capilares y gravitacionales:
N (C / G ) =
σ go cos(θ )
k∆ρ go g
(2.2)
Relación entre fuerzas viscosas y gravitacionales:
N (V / G ) =
υ g µo
k∆ρ go g
(2.3)
Relación entre fuerzas capilares e inerciales:
N (C / I ) =
µ g σ go cos(θ )
µo υ g 2 ρ g k
(2.4)
Relación entre fuerzas viscosas e inerciales:
N (V / I ) =
Relación entre fuerzas gravitacionales e inerciales:
N (G / I ) =
µg
υg ρg k
µ g g k ∆ρ go
µo
Donde:
σgo
Tensión interfacial gas-aceite.
θ
Ángulo de contacto.
υg
Velocidad de flujo del gas en el poro.
µo
Viscosidad del aceite.
k
Permeabilidad absoluta.
∆ρgo
Diferencia de densidades entre el gas y el aceite.
4
υg2ρg
(2.5)
(2.6)
ρg
Densidad del gas.
µg
Viscosidad del gas.
g
Constante gravitacional
N (C/V)
Relación entre fuerzas capilares y viscosas.
N (C/G)
Relación entre fuerzas capilares y gravitacionales.
N (V/G)
Relación entre fuerzas viscosas y gravitacionales.
N(C/I)
Relación entre fuerzas capilares e inerciales.
N (V/I)
Relación entre fuerzas viscosas e inerciales.
N (G/I)
Relación entre fuerzas gravitacionales e inerciales.
Ursin llegó a las conclusiones siguientes (ver figura II.1):
1. La importancia relativa de la fuerza inercial comparada con las fuerzas capilares,
gravitacionales, y en menor grado la fuerza viscosa, se incrementa como una
función de la disminución de la posición radial y la presión.
2. La fuerza viscosa es proporcional a la velocidad en el poro y, por lo tanto, es más
importante que la fuerza capilar y gravitacional conforme el fluido se va
acercando a la pared del pozo.
3. La relación de la fuerza viscosa a la gravitacional muestra la probabilidad de que
la segregación del condensado sea mayor en áreas remotas del yacimiento (a
partir de la pared del pozo).
4. Conforme disminuye la presión en el medio poroso, la interrelación entre la
fuerza capilar y gravitacional es mayor, es debido al incremento en la tensión
interfacial.
Castelijns2 desarrolló un modelo composicional para calcular la recuperación de
condensado retrógrado por medio del drene por gravedad. Este modelo es una
extensión de la teoría de drene por gravedad en una dimensión para sistemas gasaceite, en el cual incluye los efectos de la condensación retrógrada y la revaporización.
Menciona que cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de
5
rocío, la condensación retrógrada ocurre; una parte del condensado permanecerá
inmóvil en los poros de la roca del yacimiento, lo que resultará en una pérdida valiosa
r
Fig. II.1 - Representación de las fuerzas y la región de importancia relativa a la
dimensión radial y presión del yacimiento1.
del líquido a menos que se tomen medidas específicas para evitarlo. Sin embargo, una
saturación del líquido se empezará a desarrollar por arriba de la saturación residual del
aceite, lo cual resultará en que una parte del condensado comience a ser móvil y
resbale hacia abajo del yacimiento, acumulándose en el fondo o en el contacto gasaceite (tratándose de un yacimiento de aceite volátil con capa de gas). Un requisito
previo para que se lleve a cabo este fenómeno, es que en la zona de gas la roca
presente una baja saturación de aceite residual.
Las suposiciones para desarrollar su modelo son las siguientes:
1. El potencial del gas es uniforme.
2. Los efectos capilares son despreciables.
3. Existe equilibrio termodinámico a través de la capa de gas.
6
El modelo de cómputo desarrollado requiere de los parámetros siguientes de entrada:
1. Composición química del gas-condensado.
2. Propiedades promedio del yacimiento, tales como porosidad, permeabilidad.
3. Relación entre la presión del yacimiento y el tiempo de producción.
Finalmente, al aplicar el modelo en el yacimiento Afam F5.00 (aceite volátil con capa de
gas), encontró que la acumulación de condensado ocurrirá en el contacto gas-aceite y
que conforme disminuya la presión del yacimiento, ésta se seguirá incrementando.
Asimismo, concluye que el drene por gravedad es un mecanismo efectivo para las
condiciones del yacimiento Afam F5.00
Siregar3 investigó si la inyección de nitrógeno puede aplicarse como una alternativa en
lugar de la inyección de gas seco (metano) al yacimiento, haciendo énfasis en el
problema de atrapamiento de líquido.
La investigación realizada comprendió tres fases:
1. Formulación de un gas condensado rico, consistente en metano, n-butano, ntetradecano y nitrógeno, empleando un simulador PVT interactivo.
2. Cálculo del líquido atrapado en el yacimiento, como una consecuencia de
mezclarse con el gas seco inyectado o el nitrógeno, variando la concentración
del gas inyectado.
3. Evaluación de la eficiencia de desplazamiento para diferentes números de
Peclet, empleando un simulador composicional en una dimensión.
Los cálculos mostraron que a bajo números de Peclet, la inyección de nitrógeno resulta
en un desplazamiento menos eficiente que con la inyección de gas seco. Sin embargo,
la diferencia disminuye significativamente conforme se incrementan los números de
Peclet.
7
Cuando se inyecta nitrógeno y este se mezcla con el gas del yacimiento, ocurre un
atrapamiento de líquido significante, no obstante que se mantenga la presión del
yacimiento por arriba del valor de la presión de rocío del gas condensado. Esto es
debido a que el punto de rocío de la mezcla resultante, es mayor que el punto de rocío
del gas condensado original.
Respecto a la inyección de metano, éste puede evaporar mucho más condensado que
el nitrógeno; es decir, se requiere una cantidad menor de metano para evaporar
condensado que nitrógeno. En otras palabras, el metano puede contener 45% mole de
condensado en forma de gas, mientras que el nitrógeno solamente puede contener un 2
%. Esto es debido a que el metano tiene una capacidad 20 veces mayor de evaporación
de condensado que el nitrógeno.
Sin embargo, la inyección de nitrógeno es una alternativa viable en lugares donde no
hay disponible gas seco para inyección, ya que está disponible en cualquier lugar, es
relativamente barato y presenta características favorables para la inyección (es seguro,
no corrosivo y no contaminante).
Al-Anazi4 realizó un estudio empleando núcleos de formaciones calcáreas y arenosas
provenientes de yacimientos de gas condensado. Analizó el impacto del bloqueo del
condensado y fluidos de terminación en la productividad de pozos productores de gas
en yacimientos de gas condensado, y evaluó la factibilidad de realizar tratamientos en
pozos con diversos solventes para reestablecer la productividad. Cuando la producción
de gas proveniente de yacimientos de gas condensado fluye a presiones inferiores a la
presión de rocío, da lugar a la acumulación de líquido condensado en la región cercana
a la pared del pozo. Esta acumulación, también conocida como un banco o anillo de
condensado, reduce tanto la permeabilidad relativa al gas así como la productividad del
pozo. El efecto adverso del banco de condensado se incrementa en presencia de altas
saturaciones de agua. Un bloqueo por agua puede ocurrir cuando las fuerzas capilares
exceden la presión del gas en la formación. La presencia de agua reduce el espacio
poroso disponible y consecuentemente disminuye la permeabilidad del gas. La
8
saturación de agua residual restringe la movilización del condensado debido a altas
fuerzas capilares entre la fase fluyente de gas, el agua y el condensado atrapado. El
impacto negativo del bloqueo de agua se incrementa en formaciones de baja
permeabilidad donde las fuerzas capilares son altas o en yacimientos de baja presión.
En general, el índice de productividad de los diferentes núcleos probados disminuyó
más de un 70 % debido al banco de condensado.
Los solventes evaluados para realizar tratamientos fueron los siguientes:
1. Metanol
2. Mezclas metanol-agua
3. Alcohol isopropílico
4. Mezclas metanol-alcohol isopropílico.
En general, los tratamientos con metanol, alcohol isopropílico y mezclas metanolalcohol isopropílico fueron muy efectivas en eliminar el bloqueo por condensado y agua,
mejorando en todos los casos el índice de productividad del gas. Respecto al efecto de
la duración del tratamiento con metanol, se observó que es muy largo; es decir, la
producción de gas puede incrementarse y pagar el costo del tratamiento. Con relación
al tratamiento empleando mezclas metanol-agua, no ayudaron en remover el
condensado del núcleo y tuvieron un impacto adverso en el índice de productividad del
gas. Esto es debido a que esta mezcla introduce un bloqueo por agua dentro del
condensado acumulado.
Los pozos productores de gas en formaciones de baja permeabilidad han mostrado una
baja capacidad de producción después de las operaciones de perforación y terminación
de pozos. Lo anterior,
es parcialmente atribuible a la penetración dentro de la
formación de los fluidos de terminación. Los fluidos que invaden la formación son
atrapados y forman un anillo alrededor del agujero, dando como resultado una alta
saturación de líquido que restringe o bloquea el flujo de gas.
9
En otro estudio, Al-Anazi5 menciona que el condensado puede ser movilizado de la
región cercana a la pared del pozo ya sea reduciendo la presión capilar o
incrementando las fuerzas viscosas. La presión capilar puede reducirse disminuyendo
la tensión interfacial o alterando la mojabilidad. Ya que muchos de los yacimientos son
preferencialmente mojados por líquidos, alterar su mojabilidad utilizando tratamientos
químicos a una intermedia o mojada por gas, reduce el entrampamiento de condensado
y ayuda a mantener o incrementar la producción de gas. Para alcanzar este objetivo, se
requiere que los químicos tengan ciertas propiedades tales como longevidad, que no
causen daño, que sean térmicamente estables y de bajo costo. Se conoce que muchas
rocas en estado natural son mojadas por líquido en yacimientos de gas condensado.
Recientemente, Liu6 y colaboradores realizaron pruebas de imbibición espontánea de
agua para mostrar el efecto de la alteración de la mojabilidad mediante productos
químicos sobre la recuperación de hidrocarburos. Para una mayor demostración de
alteración de mojabilidad mediante productos químicos, los autores colocaron una gota
de agua destilada en la parte superior de un núcleo saturado con aire después de haber
sido sometido a tratamiento químico. El agua no se imbibió dentro de la roca,
formándose una gota con un ángulo de contacto de 121° el cual es mayor a 90°, lo que
demuestra que la mojabilidad de la roca fue alterada (ver figura II.2).
Fig. II.2 - Agua en la parte superior de una roca después de haber alterado
su mojabilidad por productos químicos6.
10
CAPÍTULO III
ASPECTOS GENERALES DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO,
PERMEABILIDAD Y MOJABILIDAD DE LA ROCA.
A continuación se presentan los aspectos básicos de los yacimientos de gas
condensado, así como lo referente a la mojabilidad de la roca, diferentes tipos de
mojabilidad, factores que la alteran y los diferentes métodos disponibles para medirla.
Dado que una vez que la presión del yacimiento se encuentra por debajo de la presión
de rocío de la mezcla de hidrocarburos se forma una fase líquida, se altera la
permeabilidad efectiva al gas y la productividad del pozo comienza a disminuir, por lo
que también se tratará lo referente a este tema. La temperatura y presión estándar a la
que en adelante se hará referencia es 60 °F y 14.695 psia, respectivamente.
III.1. YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO.
III.1.1. DIAGRAMA DE FASES DE UN GAS RETROGRADO O GAS CONDENSADO.
El diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos, consiste de una gráfica
cartesiana donde el eje horizontal representa a la temperatura y el eje vertical a la
presión7 (ver figura III.1).
Los componentes principales de un diagrama de fases son:
a) Curva de puntos de burbuja. Indica la presión y temperatura a la cual se
formará la primera burbuja de gas al disminuir la presión de la fase líquida.
b) Curva de puntos de rocío. Indica la presión y temperatura a la cual se formará
la primera gota de líquido al disminuir la presión a la fase gaseosa.
c) Curvas de calidad. Indican el porcentaje en volumen de líquido de la mezcla de
hidrocarburos existente dentro de la región de dos fases.
11
d) Envolvente de fases. Compuesta por las curvas de puntos de burbuja y puntos
de rocío.
e) Punto crítico. Se refiere a la temperatura y presión a la cual ya no es posible
distinguir si una mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida o gaseosa.
f) Cricondenterma. Es la mayor temperatura a la cual se encuentra la envolvente
de fases.
g) Cricondenbara. Es la mayor presión a la cual se encuentra la envolvente de
fases.
Dependiendo del tipo y cantidad de componentes en la mezcla de hidrocarburos es la
forma del diagrama de fases. La característica principal del diagrama de fases para un
gas condensado es que la temperatura del yacimiento se encuentra entre la
temperatura crítica y la cricondenterma; respecto a la presión del yacimiento ésta puede
ser mayor o igual a la presión de rocío de la mezcla de hidrocarburos.
Los factores físicos que controlan el comportamiento de fases son:
•
Presión
•
Temperatura
•
Atracción molecular
•
Repulsión molecular.
La presión y atracción molecular tratan de confinar las moléculas (reducción de la
distancia molecular), lo cual genera una tendencia a formar líquido, mientras que la
temperatura y la repulsión molecular actúan de modo contrario; es decir, ocasionan una
tendencia a separar moléculas para generar gas.
12
Región de condensación
retrograda
Presión en el
yacimiento
pu
nt
os
de
ro
cío
Gas retrógrado
Lín
ea
de
P
r
e
s
i
ó
n
2’
% Líquido
Lí
ne
a
de
pu
nt
os
d
e
bu
rb
uja
Punto crítico
Separador
Temperatura
Fig. III.1 - Diagrama de fases típico de un gas condensado retrógrado7.
A partir de la figura III.1 se puede observar el camino que sigue el gas condensado a
nivel de yacimiento y bajo un proceso isotérmico, una vez que la presión comienza a
disminuir. En el punto 1 el gas condensado se encuentra totalmente en fase gaseosa;
cuando la presión disminuye y alcanza la curva de rocío, en el punto 2, se comienza a
formar una fase líquida. Al continuar disminuyendo la presión, punto 3, ya se tiene una
fase líquida en el yacimiento, la cual normalmente no podrá fluir, y por lo tanto tampoco
será producida.
Asimismo, se podrá notar un área limitada por una línea discontinua a la cual se le
denomina región de condensación retrógrada; esta línea cruza por los puntos de
inflexión de cada curva de calidad. La característica principal de esta región es que el
gas, una vez que cruza la curva de rocío, comienza a incrementar el porcentaje de
líquido hasta alcanzar un valor máximo, para posteriormente volverse a vaporizar y
consecuentemente a disminuir su porcentaje.
13
III.1.2. ASPECTOS GENERALES DE UN GAS CONDENSADO.
Una definición aprobada después de la convención de Viena8 es “Los condensados son
aquellos hidrocarburos que existen en la fase gaseosa en yacimientos cuya temperatura
original se encuentra entre un rango de la temperatura crítica y la máxima temperatura
a la cual dos fases pueden coexistir (cricondenterma). Estos hidrocarburos pueden
solamente producirse de pozos que son terminados en yacimientos de gas condensado,
que se convierten en líquido a condiciones estándar de presión y temperatura”.
En la tabla 3.1 se muestra una composición típica de una mezcla de hidrocarburos
correspondiente a un gas condensado. Asimismo, la riqueza de un gas condensado
(GPM, gal/1000 [email protected].) se define como la cantidad de condensados que se pueden
obtener de cada 1000 [email protected]. de gas, y depende de la composición de la mezcla de
hidrocarburos. En su cálculo se supone que los componentes pesados a partir del
propano se recuperan en su totalidad en superficie, lo cual en la realidad no ocurre.
En la tabla 3.2 se muestra una clasificación de los yacimientos de gas condensado con
base en su riqueza.
Tabla 3.1 - Composición típica de un gas condensado8.
Componente
% Mol.
C1
75
C2
7
C3
4.5
iC4-nC4
3
iC5-nC5
2
C6
2.5
C7
6
MC7+
125
3
14
RGL (pie /Bl)@c.e.
7000
°API
55
Color del líquido tanque
Amarillo claro
Tabla 3.2 - Clasificación de un yacimiento de gas condensado
con base a su riqueza8.
(Bl/MMpie3) @c.e.
Riqueza
GPM
Alta
14.6
>300
Media
9.4
200-300
Baja
7.3
100-200
Pobre
4
<100
III.1.3. EFECTOS DE LA DENSIDAD API, TEMPERATURA Y RELACIÓN GASLIQUIDO SOBRE LA PRESIÓN DE ROCÍO.
En la figura III.2 se puede observar que conforme la densidad API de un condensado
aumenta, menor es la presión de rocío. Esto se puede explicar ya que a mayor
densidad API, menor es la cantidad de componentes pesados que se encontrarán en la
fase líquida.
Asimismo, en la figura III.3 se muestra la respuesta de la presión de rocío de un
condensado de 51 °API y 15,000 (pie3/Bl) @c.e. a la temperatura. Conforme la
temperatura aumenta de 120 a 160 °F, la presión de rocío se incrementa de 4200 a
p rocío (psia)
4400 psia para posteriormente prácticamente permanecer constante.
4800
4600
4400
4200
4000
3800
3600
3400
3200
3000
T=160 °F
RGL= 15,000 (pie3/Bl)@c.e.
52
54
56
58
60
62
64
66
°API
Fig. III.2 - Efecto de la densidad API sobre la presión de rocío.
15
4450
p rocío (psia)
4400
4350
4300
51 °API
RGL= 15,000 (pie3/Bl)@c.e.
4250
4200
4150
50
70
90
110
130
150
T (°F)
170
190
210
230
250
Fig. III.3 - Efecto de la temperatura sobre la presión de rocío.
En la figura III.4 se puede observar que conforme aumenta la RGL (gas condensado
más pobre) la presión de rocío disminuye, ya que en la composición de la mezcla es
predominante la presencia de metano.
5000
p rocío (psia)
4500
4000
T=160 °F
51 °API
3500
3000
2500
2000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
3
RGL (pie /Bl)@c.e.
35,000
40,000
45,000
Fig. III.4 - Efecto de la Relación Gas-Líquido sobre la presión de rocío.
III.1.4. CONDENSACIÓN Y VAPORIZACIÓN9.
Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de
la presión y se cruza la curva de rocío, se entra en la región de dos fases ocurriendo la
16
llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias. Estas
fracciones se depositan como líquido en los canales porosos más pequeños de la roca;
los hidrocarburos así depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente
alcanzan la saturación critica de líquido. El efecto dañino de permitir la condensación
retrógrada, tiene el agravante de que lo que se deposita son las fracciones más
pesadas de la mezcla y por lo tanto, no sólo se pierde la parte de mayor valor en el
yacimiento, sino que el fluido que se continúa extrayendo se empobrece en tales
fracciones.
La figura III.5 ilustra los cambios que ocurren durante la condensación retrógrada de un
gas condensado estudiado por Standing, la disminución de la presión por debajo de la
presión de rocío de 2960 psia produce una rápida condensación de líquido que alcanza
un máximo, en este ejemplo, de 8.2 % a una presión de 1800 psia (curva B). Como el
condensado se acumula en el yacimiento, el gas producido tendrá una menor densidad
relativa como lo ilustra la curva C. Al disminuir la densidad relativa del gas condesado,
Relación Gas-Condensado
(pie3/Bl)@c.e
Presión de rocío retrógrada
1860 psia @ 195°F
Condensado retrógrado
(% vol)
G a s re d u c id o d e la c e ld a
(% d e l o rig in a l)
Densidad relativa de la fase gaseosa.
(Aire=1)
disminuye su contenido de líquido y por lo tanto se incrementa la RGL (curva D).
p (psia)
Fig. III.5 - Comportamiento retrógrado de un gas condensado9.
17
III.2. PERMEABILIDAD.
III.2.1.
PERMEABILIDAD
ABSOLUTA,
PERMEABILIDAD
EFECTIVA
Y
PERMEABILIDAD RELATIVA10.
La permeabilidad de la roca es una propiedad de la roca y no del fluido que fluye a
través de ella. Cuando la roca está saturada 100 % de un solo fluido, se le conoce como
permeabilidad absoluta (kabs). En caso de que la roca esté saturado con más de un
fluido, por ejemplo agua, aceite y gas o agua y aceite o agua y gas, entonces se le
conoce como permeabilidad efectiva al agua, permeabilidad efectiva al aceite y
permeabilidad efectiva al gas (kw, ko y kg, respectivamente). Es decir, la permeabilidad
efectiva es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular, cuando ese fluido
satura menos del 100% a la roca. La suma de las permeabilidades efectivas es siempre
menor que la permeabilidad absoluta.
Cuando dos fluidos están presentes, tales como el aceite y el agua, sus gastos relativos
de flujo están determinados por sus viscosidades y sus permeabilidades relativas. La
permeabilidad relativa es la relación de la permeabilidad efectiva a la permeabilidad
absoluta.
Las permeabilidades antes mencionadas se encuentran descritas por las siguientes
expresiones obtenidas a partir de la ley de Darcy:
k=
qµL
;
A∆p
(3.1)
kw =
qw µ w L
;
A∆p
(3.2)
ko =
qo µ o L
;
A∆p
(3.3)
18
kg =
qg µg L
A∆p
k rg =
(3.4)
kw
;
k
k rw =
k ro =
;
(3.5)
ko
;
k
kg
k
(3.6)
;
(3.7)
Donde:
k
Permeabilidad absoluta, darcy.
k w, o, g
Permeabilidad efectiva al agua, aceite y gas, respectivamente, darcy.
k rw ,ro, rg
Permeabilidad relativa al agua, aceite y gas, respectivamente, darcy.
µ w, o, g
Viscosidad del agua, aceite y gas, respectivamente, cp.
q w, o, g
Gasto de agua, aceite y gas, respectivamente, cm3/s
A
Área transversal por donde fluye el fluido, cm2
L
Longitud que atraviesa el fluido, cm.
∆p
Caída de presión, atm.
∆p
q, µ
k
A
Fluido
L
Fig. III.6 - Representación esquemática de una muestra de roca
19
La figura III.6 muestra esquemáticamente la ubicación de las variables que intervienen
en las ecuaciones anteriores.
La figura III.7 muestra una gráfica típica de curvas de permeabilidad relativa para un
sistema agua-aceite para una roca en particular, como una función de la saturación de
agua (Sw). A partir de un 100% de Sw, las curvas muestran que a una reducción en Sw
del 85%, (15% de incremento en la saturación de aceite (So)) rápidamente se reduce la
krw de 1.0 a 0.6 y a un 15% de So, la kro es prácticamente igual a cero. Este valor de So
del 15%, es conocido como la saturación critica de aceite (Soc), la cual es la saturación
a la que el aceite comenzará a fluir conforme se incremente su saturación. Esta también
es llamada la saturación residual (Sor), valor por debajo del cual la saturación ya no
Permeabilidad relativa, kro y krw
puede ser disminuida en un sistema agua-aceite.
Aceite
Agua
Saturación de agua, fracción del espacio poroso.
Fig. III.7 - Curvas de permeabilidad relativa para un sistema agua-aceite10.
Del mismo modo, en la figura III.8 se ilustra las curvas de permeabilidad relativa para un
sistema gas-aceite. Nótese que para una saturación de gas (Sg) del 3%, el gas
comenzará a fluir, mientras que la kro se reduce rápidamente de 1.0 (So del 100%) al
0.38 para una So del 80%.
20
III.3. MOJABILILIDAD DE LA ROCA11,12
Los cambios en la mojabilidad de la roca han demostrado que afecta la presión capilar,
permeabilidad de la roca, saturación de agua irreductible, saturación de aceite residual,
así como las propiedades eléctricas.
III.3.1. MOJABILIDAD POR AGUA, MOJABILIDAD POR ACEITE Y MOJABILIDAD
NEUTRA.
La mojabilidad está definida como la tendencia de un fluido a dispersarse o adherirse a
una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. En un sistema
roca/aceite/salmuera, es una medición de la preferencia que la roca tiene ya sea por el
aceite o el agua. Cuando la roca es mojada por agua, hay una tendencia para que el
agua ocupe los poros más pequeños y contacte la mayor parte de la superficie de la
roca. Similarmente, en un sistema mojado por aceite, la roca está preferencialmente en
contacto con el aceite; la localización de los fluidos es inversa a partir del caso mojado
por agua, y el aceite ocupará los poros pequeños y contactará la mayor parte de la
superficie de la roca. Es importante hacer notar que el término mojabilidad es utilizado
para la preferencia mojante de la roca y no necesariamente se refiere a que el fluido
Permeabilidades relativas
esté en contacto con la roca en algún tiempo dado.
kg
Saturación de gas,
Fracción de espacio poroso
Fig. III.8 - Curvas de permeabilidad relativa para un sistema gas-aceite10.
21
Cuando la roca no tiene una fuerte preferencia ya sea por el aceite o por el agua, se
dice que el sistema es de una mojabilidad neutra (o intermedia). Otro tipo de
mojabilidad es la mojabilidad fraccional, donde diferentes áreas del núcleo tienen
diferente preferencia de mojabilidades.
La mojabilidad del sistema roca/fluido es importante debido a que es el principal factor
que controla la localización, flujo y distribución de los fluidos en un yacimiento. Cuando
el sistema está en equilibrio, el fluido mojante ocupará totalmente los poros pequeños y
estará en contacto con la mayoría de la superficie de la roca (suponiendo, por supuesto,
que la saturación del fluido mojante es lo suficientemente alta). El fluido no mojante
ocupará el centro de los poros más grandes y formará glóbulos que se extenderán
sobre varios poros.
III.3.2. FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDAD ORIGINAL DEL YACIMIENTO.
La mojabilidad original de muchos yacimientos fuertemente mojados por agua puede
alterarse por la adsorción de componentes polares y/o la depositación de material
orgánico que estaba originalmente en el aceite. Se cree que agentes surfo-activos en el
aceite son componentes polares que contienen oxígeno, nitrógeno y/o sulfuro. Los
componentes polares se absorben sobre la superficie de la roca, exponiéndola al
hidrocarburo y haciéndola una superficie más mojada por aceite. Mientras los
componentes surfo-activos del crudo se encuentran en un amplio rango de fracciones
petroleras, son más prevalecientes en las fracciones pesadas, tales como en resinas y
asfaltenos. Los experimentos han demostrado que algunos surfactantes naturales son
suficientemente solubles en agua para absorberse sobre la superficie de la roca
después de pasar a través de una delgada película de agua.
Adicionalmente a la composición del aceite, el grado al cual la mojabilidad es alterada
por estos surfactantes es también determinada por la presión, temperatura, superficie
mineral, y la química de la salmuera, incluyendo la composición iónica y el pH. Varios
investigadores han encontrado que algunos componentes polares afectan la mojabilidad
22
de la roca y a los carbonatos de diferentes maneras. La química de la salmuera puede
también alterar la mojabilidad. Los cationes multivalentes algunas veces mejoran la
absorción de surfactantes sobre la superficie mineral. El pH de la salmuera es también
importante en la determinación de la mojabilidad y otras propiedades interfaciales del
sistema aceite/salmuera/roca.
III.3.3. MÉTODOS DE MEDICIÓN DE MOJABILIDAD.
Cuando una gota de agua se coloca sobre una superficie inmersa en aceite, se forma
un ángulo de contacto en el rango de 0 a 180°. Un sistema típico aceite/agua/roca se
muestra en la figura III.9, donde las energías superficiales en el sistema están
relacionadas por la ecuación de Young:
σ ow cos θ c = σ os − σ ws
;
(3.8)
Donde:
σow
Tensión interfacial entre el aceite y el agua.
σos
Tensión interfacial entre el aceite y el sólido.
σws
Tensión interfacial entre el agua y el sólido.
θc
Ángulo de contacto.
Por convención, el ángulo de contacto,θc, es medido a través del agua.
23
σow
Aceite
σos
Agua
θc
σws
Superficie de la roca
θc
θc
Mojado por agua
θc
Mojado por aceite
Fig. III.9 - Mojabilidad de sistemas aceite/agua/roca11.
Como se muestra en la figura III.9, cuando el ángulo de contacto es menor de 90°, la
superficie es preferentemente mojada por agua, y cuando es mayor de 90°, es
preferentemente mojada por aceite. Cuando algunos componentes como los de un
aceite se adsorben sobre la superficie de la roca, las energías interfaciales cambian
inequitativamente. Esto cambia a θc y por lo tanto a la mojabilidad. Si θc está más
alejado de 90°, aumenta la preferencia mojante de un fluido sobre otro. Si θc es
exactamente de 90°, el sólido no tiene preferencia a ser mojado por ninguno de los
fluidos. Como se muestra en la tabla 3.3, cuando θc está entre 0 y 60/75°, el sistema
está definido como mojado por agua. Cuando θc está entre 180 y 105/120°, el sistema
está definido como mojado por aceite. En el rango medio de ángulos de contacto, el
sistema es de mojabilidad neutral o intermedia.
El término σos-σws es algunas veces llamado tensión de adhesión, σA:
σ A ≡ σ os − σ ws ≈ σ ow cosθ c ;
24
(3.9)
La tensión de adhesión es positiva cuando el sistema es mojado por agua, negativa
cuando el sistema es mojado por aceite y cercana a cero cuando el sistema es de
mojabilidad neutra.
Tabla 3.3 - Relaciones aproximadas entre mojabilidad, ángulo de contacto y los índices de
mojabilidad USBM y Amott11.
Mojado por agua
Mojabilidad neutra
Mojado por aceite
0°
60-75°
W cercano a 1
60-75°
105-120°
W cercano a 0
105-120°
180°
W cercano a -1
Positivo
Cero
Cero
Cero
Cero
Positivo
Ángulo de contacto
Mínimo
Máximo
Índice
de
mojabilidad USBM
Índice
de
mojabilidad
de
Ammot
Relación de
desplazamiento por
agua
Relación de
desplazamiento por
aceite
Se han propuesto diferentes métodos para la medición de la mojabilidad de un sistema.
Estos incluyen métodos cuantitativos y cualitativos.
Aunque no hay un método que solamente sea el aceptado, los tres métodos
cuantitativos que generalmente se emplean son:
III.3.3.1. Métodos cuantitativos:
•
Ángulos de contacto
•
Amott
•
Índice de mojabilidad USBM
El ángulo de contacto mide la mojabilidad de una superficie específica, mientras que los
métodos de Amott y USBM miden la mojabilidad promedio de un núcleo.
25
Ángulo de contacto. El ángulo de contacto es el mejor método de medición de
mojabilidad cuando se emplean fluidos puros y núcleos, debido a que no hay la
posibilidad de que surfactantes u otros componentes alteren la mojabilidad. El método
también se emplea para determinar si un aceite crudo puede alterar la mojabilidad y
para examinar los efectos de la presión, temperatura y química de la salmuera sobre la
mojabilidad. Sin embargo, se presentan algunas dificultades en aplicar las mediciones
del ángulo de contacto a núcleos de yacimiento. Por ejemplo, debido a los agentes
surfo-activos presentes en el aceite crudo, una cantidad significante de tiempo es
necesario para que el ángulo de contacto alcance el equilibrio. Otro problema en la
medición del ángulo de contacto es la histéresis, ya que generalmente es encontrado
experimentalmente que una gota de líquido sobre la superficie puede tener diferentes
ángulos de contacto estables. Jhonson, Dettre y Adamson establecieron que parece ser
que hay tres diferentes causas de la histéresis del ángulo de contacto: superficies
rugosas, superficies heterogéneas y superficies inmóviles a una escala macromolecular.
Método de Amott. El método de Amott combina la imbibición y el desplazamiento
forzado para medir el promedio de la mojabilidad de un núcleo. Tanto el núcleo como
los fluidos del yacimiento pueden ser empleados en la prueba. El método de Amott está
basado sobre el echo de que el fluido mojante generalmente se imbibe
espontáneamente dentro del núcleo, desplazando al fluido no mojante. La relación de
imbibición espontánea a imbibición forzada es empleada para reducir la influencia de
otros factores, tales como la permeabilidad relativa, viscosidad y la saturación inicial de
la roca.
Los resultados de la prueba son expresados por:
1. “La relación de desplazamiento por aceite”, que es la relación de volumen de
agua desplazada por imbibición espontánea de aceite, Vwsp, al total desplazado
por imbibición de aceite y desplazamiento centrífugo (forzada), Vwt.
26
δo =
V wsp
V wt
;
(3.10)
2. “La relación de desplazamiento por agua”, que es la relación de volumen de
aceite desplazado por imbibición espontánea de agua, Vosp, al total de volumen
de aceite desplazado por imbibición y desplazamiento centrífugo (forzada), Vot.
δw =
Vosp
Vot
;
(3.11)
Como se muestra en la tabla 3.3, los núcleos preferencialmente mojados por agua
tienen un desplazamiento positivo por relación de agua. El desplazamiento por relación
de agua se aproxima a 1 conforme se incrementa a mojado por agua. Similarmente, los
núcleos mojados por aceite tienen un desplazamiento positivo por relación de aceite y
un desplazamiento cero por relación de agua. Ambas relaciones son igual a cero para
núcleos de mojabilidad neutra.
Índice de mojabilidad USBM. El tercer método cuantitativo que se emplea para medir
la mojabilidad es la prueba USBM desarrollada por Donaldson et al. La prueba USBM
también mide la mojabilidad promedio del núcleo. La prueba es relativamente rápida,
requiere pocos días para probar de 4 a 8 tapones. La principal ventaja que tiene sobre
la prueba de mojabilidad de Amott es su sensibilidad cercana a la mojabilidad neutra.
Una desventaja menor es que el índice de mojabilidad USBM sólo puede medirse en
tapones de núcleos ya que éstos tienen que girar dentro de una centrífuga. La prueba
USBM compara el trabajo requerido para que un fluido desplace a otro. Debido al
cambio favorable en energía libre, el trabajo requerido para que el fluido mojante
desplace del núcleo al no mojante, es menor que el trabajo requerido para el
desplazamiento opuesto. Ha sido demostrado que el trabajo requerido es proporcional
al área bajo la curva de presión capilar. En otras palabras, cuando un núcleo es mojado
por agua, el área bajo la curva de presión capilar de empuje por salmuera (cuando el
agua desplaza al aceite) es menor que el área bajo la curva de presión capilar para el
27
desplazamiento opuesto. De echo, si el agua es fuertemente mojante, mucha del agua
se imbibirá espontáneamente dentro del núcleo y el área bajo la curva de empuje por
salmuera será muy pequeña.
En la figura III.10 se muestran los resultados de una prueba de mojabilidad en núcleos
con tres diferentes superficies. El asterisco (*) señala la saturación de agua irreductible.
El método USBM utiliza la relación de áreas bajo las curvas de presión capilar para
calcular el índice de mojabilidad de acuerdo a la ecuación 3.12.
⎛ A1 ⎞
W = log⎜
⎟
⎝ A2 ⎠
;
(3.12)
Mojado por aceite.
P r e s ió n c a p ila r , p s i.
P r e s ió n c a p ila r , p s i.
Mojado por agua.
Saturación promedio de agua, %.
Saturación promedio de agua, %.
P r e s ió n c a p ila r , p s i.
Neutro
Saturación promedio de agua, %.
Fig.III.10 - Mediciones de mojabilidad USBM: (I-Empuje por salmuera. II-Empuje por aceite)
(a) Núcleo no tratado, (b) Núcleo tratado con organoclorosilano, (c) Núcleo pre-tratado con aceite
por 324 hrs y 140 °F; la salmuera contiene 1000 ppm de tripolifosfato de sodio11.
28
Donde A1 y A2 son las áreas bajo las curvas de empuje del aceite y de la salmuera,
respectivamente. Como se muestra en la tabla 3.3, cuando W es mayor que cero, el
núcleo es mojado por agua, cuando W es menor que cero, es mojado por aceite. Un
índice de mojabilidad cercano a cero significa que el núcleo es de mojabilidad neutra.
Entre mayor sea el valor absoluto de W, mayor será la preferencia mojante.
Asimismo, hay numerosos métodos cualitativos de los cuales, dado su mayor uso, sólo
se describirán los de imbibición, flotación y permeabilidad relativa.
III.3.3.2 Métodos cualitativos:
•
Rapidez de imbibición.
•
Flotación.
•
Curvas de permeabilidad relativa.
•
Examinación microscópica.
•
Lámina de cristal.
•
Relaciones de permeabilidad/saturación.
•
Curvas de presión capilar.
•
Registros de yacimientos.
•
Resonancia magnética nuclear.
•
Adsorción de colorante.
Método de Imbibición. Es el método cualitativo mayormente empleado, debido a que
proporciona una idea rápida de la mojabilidad sin requerir de equipos complicados. El
equipo original probaba la mojabilidad a presión y temperatura ambiente.
En una prueba de imbibición, un núcleo con su Swi se sumerge en salmuera dentro de
un cilindro graduado, se mide la rapidez y la cantidad de aceite desplazado por la
salmuera imbibida. El núcleo es fuertemente mojado por agua si grandes volúmenes de
salmuera son imbibidos rápidamente, mientras que bajas velocidades y pequeños
volúmenes implica un núcleo más débilmente mojado por agua. Si el agua no es
29
imbibida, el núcleo es mojado por aceite o de mojabilidad neutra. Los núcleos no
mojados por agua son entonces llevados a una Sor y sumergidos en aceite. El aparato
de imbibición es invertido, con el cilindro graduado bajo el núcleo para medir la rapidez
y volumen de agua desplazada por la imbibición de aceite. Si el núcleo imbibe aceite, es
mojado por aceite. La rapidez y volumen de aceite imbibido indican que tan fuertemente
mojado por aceite es el núcleo. Si ni el agua y ni el aceite son imbibidos, el núcleo es de
mojabilidad neutra. Finalmente, algunos núcleos imbiben tanto agua como aceite. Estos
núcleos tienen mojabilidad fraccional o mixta.
Método de flotación. Los métodos de flotación son rápidos pero trabajan solamente en
sistemas fuertemente mojantes. Agua, aceite y arena se colocan en una botella de
vidrio. La botella se agita y el experimentador observa hacia donde se dirigen los granos
de arena. Este método es recomendado por el API para determinar los efectos de
surfactantes sobre la mojabilidad. Si el sistema es fuertemente mojado por agua, los
granos de arena limpia se asentaran en el fondo de la botella. Los granos de arena que
estén en la fase aceite se aglomerarán como pequeños grumos rodeados por una
delgada capa de agua. Si el sistema es mojado por aceite, algunos granos pueden estar
suspendidos en la interfase agua/aceite. Los granos de arena mojados por aceite en el
agua se agruparán, formando pequeños glóbulos de aceite cubiertos de arena. Este
método de flotación es cualitativo y trabaja solamente para sistemas fuertemente
mojantes.
Métodos de permeabilidad relativa. Un gran número de métodos cualitativos están
basados sobre el efecto de la mojabilidad sobre la permeabilidad relativa. Sin embargo,
ellos son útiles solamente para discriminar entre núcleos fuertemente mojados por agua
y núcleos fuertemente mojados por aceite. Un pequeño cambio en mojabilidad, por
ejemplo, entre fuertemente y moderadamente mojado por agua, no puede distinguirse
mediante este método. Un método desarrollado por Ehrlich y Wigal está basado en
reglas prácticas dadas por Craig para diferenciar entre núcleos fuertemente mojados
por agua y fuertemente mojados por aceite. Las reglas de Craig son:
30
1. Las saturaciones de agua connata son usualmente mayores de 20 a 25 % en
rocas mojadas por agua, pero menores que 10% en rocas mojadas por aceite.
2. Las saturaciones de agua a la cual la permeabilidad relativa al agua y la
permeabilidad relativa al aceite son iguales es generalmente mayor del 50% para
núcleos mojados por agua y menores del 50% para núcleos mojados por aceite.
3. La permeabilidad relativa al agua al final del desplazamiento es generalmente
menor del 30% en rocas mojadas por agua, pero menor del 50 al 100% en las
mojadas por aceite.
Estas permeabilidades relativas se calculan con base en la permeabilidad al aceite a la
saturación de agua connata. Ejemplos de curvas de permeabilidad relativa en núcleos
fuertemente mojados por agua y fuertemente mojados por aceite son tomados de Craig
y están dados en la figura III.11. Hay que hacer notar que Raza y colaboradores
establecieron que hay excepciones a la regla general de que la saturación de agua
connata es mayor para rocas mojadas por agua que para rocas mojadas por aceite.
Trieber y colaboradores propusieron una segunda técnica cualitativa para rocas
fuertemente mojadas. El método compara las permeabilidades relativas aceite/agua,
gas/aceite y gas/agua y toma ventaja sobre el hecho de que las permeabilidades
relativas de las fases fuertemente mojantes es una función solamente de su propia
saturación. Por ejemplo, si la roca es fuertemente mojada por agua, la permeabilidad
relativa al aceite (fase preferentemente mojante con respecto al gas) en las pruebas de
permeabilidad relativa gas/aceite debe ser una continuación de la permeabilidad relativa
al agua (la fase mojante) en una prueba de permeabilidad relativa agua/aceite. Si se
observan diferencias significantes, la muestra no es fuertemente mojada por agua.
Un ejemplo de comparación de curvas de permeabilidades relativas en un núcleo
fuertemente mojado por agua es tomado de Owens y Archer, figura III.12. La
permeabilidad relativa de drene de un sistema gas/aceite, donde el aceite es el fluido
fuertemente mojante, es la correspondiente a la línea discontinua. La permeabilidad
relativa agua/aceite, donde el agua es el fluido fuertemente mojante, es mostrada como
31
la línea continua. Nótese que la permeabilidad relativa al agua, donde la saturación del
fluido mojante se está incrementando, es continuación de la permeabilidad relativa al
aceite, donde la saturación del fluido mojante está disminuyendo. Esto demuestra que
Presión capilar, fracción.
Presión capilar, fracción.
el núcleo es mojado por agua.
Aceite
Aceite
Agua
Agua
Saturación de agua, %
(b)
Saturación de agua, %
(a)
Fig. III.11 - Curvas de permeabilidad relativa agua/aceite basadas sobre la permeabilidad efectiva
al aceite a la saturación de agua connata; (a) roca fuertemente mojada por agua, (b) roca
fuertemente mojada por aceite12.
Permeabilidad relativa, porcentaje
Aceite
Aceite
Agua
Saturación de la fase mojante, porcentaje de espacio poroso.
Fig. III.12 - Comparación de permeabilidades relativas gas/aceite (drene)
y agua/aceite (imbibición)12 .
32
III.3.4. EFECTOS DE LA MOJABILIDAD SOBRE LA PRESIÓN CAPILAR.
Por convención, la presión capilar está definida como
⎛1 1⎞
Pc = Po − Pw = σ ⎜⎜ + ⎟⎟
⎝ r1 r2 ⎠
;
(3.14)
donde:
σ
Tensión interfacial.
Pc
Presión capilar.
Po
Presión en el aceite.
Pw
Presión en el agua.
r1, r2
Radio de curvatura de la interfase, medido perpendicular una a otra.
Cuando otros fluidos diferentes al agua o al aceite son empleados, la presión capilar
está definida como
Pc = PNW _ PWET
(3.15)
donde:
PNW
Presión en el fluido no mojante.
PWET
Presión en el fluido mojante.
En un tubo capilar (figura III.13), donde se encuentra agua y aceite, la presión capilar se
determinaría con la siguiente ecuación:
Pc =
2σ cos θ
.
r1
(3.16)
33
Para balancear la fuerza ascendente causada por la tensión interfacial, la presión en la
fase aceite, por arriba de la interfase, es mayor que la presión en la fase agua. Estas
fuerzas son responsables del incremento o disminución de la interfase curva en un tubo
capilar respecto a la altura de la superficie plana. Cuando la superficie es mojada por
aceite, θ>90°, hace que el cosθ<0 y la tensión interfacial actúa hacia abajo,
disminuyendo la interfase en el tubo capilar por debajo de la superficie plana.
σow
Aceite
θ
h
Interfase plana
agua/aceite
Agua
Fig. III.13 – Interfase agua/aceite en un tubo capilar.
Hay dos tipos básicos de procesos de presión capilar: drene e imbibición (figura III.14).
En un proceso de drene el fluido no mojante desplaza al fluido mojante, mientras que el
proceso inverso ocurre para la imbibición. Generalmente, hay un proceso de histéresis
en la presión capilar cuando la saturación del fluido está variando, haciendo diferentes a
las curvas de drene e imbibición. Para establecer una curva de presión capilar de
drene, la saturación de la fase mojante es reducida de su máximo valor hasta la mínima
irreducible incrementándose la presión capilar desde cero hasta un máximo valor
positivo. Para generar una curva de presión capilar de imbibición, la saturación de la
34
fase mojante se incrementa. Es importante notar que hay dos diferentes porciones de la
curva de presión capilar de imbibición. La primera es la curva de imbibición espontánea,
la cual es determinada inmediatamente después de medir la presión capilar de drene.
La presión capilar se reduce a cero, permitiendo a la fase mojante imbibirse; la tercera
porción es la curva de imbibición forzada, donde la presión capilar es disminuida desde
cero hasta un valor negativo.
A
32 P
r
e
s
i
ó
n
C
a
p
i
l
a
r
cm
de
Hg.
Curva:
1. Drene.
2. Imbibición espontánea.
3. Imbibición forzada.
16 -
2
1
8-
B
0
Punto:
A. Saturación irreductible fase mojante.
B. Presión capilar 0 fase no mojante.
-8C. Saturación irreductible fase no mojante.
3
- 16 -
C
0
20
40
60
80
100
Saturación de agua, % P.V.
Fig. III.14 – Curva de presión capilar agua/aceite medida en una
arena Berea mojada por agua.
III.3.5. EFECTOS DE LA MOJABILIDAD SOBRE LA PERMEABILIDAD RELATIVA12.
La permeabilidad relativa es una medición directa de la facilidad del sistema poroso
para conducir un fluido cuando uno o más fluidos están presentes. Estas propiedades
de flujo son el efecto combinado de la geometría del poro, mojabilidad, distribución de
los fluidos y el comportamiento de la presión capilar en función de la saturación del
35
fluido mojante. La mojabilidad afecta a la permeabilidad relativa ya que es el principal
factor en el control de la localización, flujo y distribución espacial de los fluidos en el
núcleo.
Considerando una roca fuertemente mojada por agua a una Swi, el agua, que es la fase
mojante, ocupará los poros pequeños y formará una delgada película sobre la superficie
de los granos. El aceite, que es la fase no mojante, ocupará el centro de los poros más
grandes. Esta distribución de fluidos ocurre debido a que es energéticamente más
favorable. Cualquier aceite ubicado en los poros pequeños será desplazado al centro de
los poros más grandes mediante la imbibición espontánea, debido a esto disminuirá la
energía del sistema.
Durante un desplazamiento por agua de un sistema mojado por agua, el agua se mueve
a través del medio poroso como un frente bastante uniforme. El agua inyectada tenderá
a imbibirse dentro de cualquier poro de tamaño pequeño a medio, moviendo al aceite a
los poros más grandes donde es fácilmente desplazado. Solamente el aceite es movido
a la cabeza del frente. En la zona frontal, cada uno de los fluidos se mueve a través de
su propia red de poros, pero con algo de fluido mojante localizado en cada poro. En
esta zona, donde el aceite y el agua están fluyendo, una porción de aceite existe en
canales continuos, mientras que el aceite remanente es atrapado en glóbulos
discontinuos.
En una roca fuertemente mojada por aceite, la roca está preferentemente en contacto
con el aceite, y la localización de los dos fluidos es inversa al caso de la roca mojada
por agua. El aceite generalmente se encontrará en los poros pequeños y como una
delgada película sobre la superficie de los granos, mientras que el agua se localizará en
el centro de los poros más grandes. La saturación de agua intersticial aparecerá
localizada como gotas en el centro del espacio poroso en algunos yacimientos
fuertemente mojados por aceite. Un desplazamiento por agua en un sistema
fuertemente mojado por aceite, será menos eficiente que en una roca fuertemente
mojada por agua. Cuando el desplazamiento por agua es iniciado, el agua formará
36
canales continuos o “dedos” a través del centro de los poros más grandes, empujando
al aceite a la cabeza del frente. El aceite es dejado en los poros más pequeños. El
aceite remanente es encontrado como (1) llenando los poros más pequeños, (2) como
una película continua sobre la superficie de los granos y (3) como bolsos grandes de
aceite atrapado y rodeado por agua.
Ya que la permeabilidad relativa es una función del comportamiento de la presión
capilar vs. la saturación del fluido mojante, la histéresis es generalmente observada en
las curvas de permeabilidad relativa cuando se comparan al aumentar y disminuir la
saturación del fluido mojante. La imbibición es regularmente empleada para referirse al
flujo que resulta al incrementar la saturación del fluido mojante mientras que el drene se
refiere al flujo cuando disminuye la saturación de la fase mojante. Por ejemplo, el
desplazamiento por agua en una roca mojada por agua es un proceso de imbibición,
mientras que el desplazamiento por agua en una roca mojada por aceite es un proceso
de drene.
Craig presentó varias reglas prácticas, dadas en la tabla 3.4 que indica la diferencia en
las características de la permeabilidad relativa de núcleos fuertemente mojados por
agua y fuertemente mojados por aceite. Estas reglas son demostradas en la figura
III.11, tomadas de Craig, las cuales muestran ejemplos de curvas de permeabilidad
relativa en sistemas fuertemente mojados.
La permeabilidad efectiva (y relativa) de un fluido es una función de la movilidad de esa
fase a una saturación dada. Es decir, la movilidad es una función de las propiedades
mojantes y del área promedio de la sección transversal de los canales de flujo. El fluido
mojante tiene una baja movilidad comparado con el fluido no mojante, debido a que el
fluido mojante está localizado junto a la pared de los poros, mientras que el fluido no
mojante está localizado en el centro de los poros. El fluido mojante tiene una baja
movilidad relativa comparada con la del fluido no mojante debido a que el fluido mojante
está localizado junto a las paredes del poro mientras que el fluido no mojante está en el
centro de los poros.
37
Tabla 3.4 - Reglas prácticas de Craig para determinar la mojabilidad12.
Mojado por
Mojado por aceite
agua
Usualmente
Generalmente menor que 15%
mayor que 20 a
P.V.
25% P.V.
Frecuentemente menor de 10%.
las
Mayor del 50%
Menor del 50% de saturación de
permeabilidades relativas al aceite y
de saturación de
agua.
al agua son iguales.
agua.
Swi
Saturación
a
la
cual
Permeabilidad relativa al agua a la
máxima saturación de agua, con
Generalmente
Mayor del 50% y aproximándose
base a la permeabilidad efectiva al
menor del 30%.
al 100%.
aceite a condiciones de saturación
intersticial de agua en el yacimiento.
La regla final de Craig fue que la saturación de agua intersticial era menor del 15% en
un sistema mojado por aceite y mayor al 20-25% en un sistema mojado por agua. Para
una roca mojada por agua, la saturación de agua intersticial llena los poros pequeños y
forma una delgada película sobre la superficie de la roca; por lo tanto, la saturación de
agua es relativamente alta. Por otro lado, la saturación de agua intersticial en algunas
rocas fuertemente mojadas por aceite se encuentra como gotas dispersas en el centro
de los poros más grandes. Debido a que no hay requerimientos de que el agua cubra la
superficie de los poros, la saturación de agua intersticial usualmente es mucho menor.
Adicionalmente, la saturación de agua intersticial es también una función de la
permeabilidad y la estructura del poro, particularmente para rocas fuertemente mojadas
por agua.
Las reglas prácticas de Craig dan una buena indicación de la mojabilidad de la roca,
pero hay excepciones. Una razón es que la permeabilidad relativa es también
dependiente de la saturación inicial y la geometría del poro. Caudle y colaboradores
encontró que las curvas de permeabilidad relativa medidas en una arena mojada por
38
agua fueron dependientes de la saturación inicial de agua. Disminuyendo la saturación
inicial de agua cambiaba la localización y forma de la curva. Craig estableció que la
saturación inicial de agua influye fuertemente en las curvas de permeabilidad relativa en
rocas fuertemente mojadas por agua, pero tiene poco efecto en las curvas medidas en
rocas mojadas por aceite siempre y cuando la saturación de agua sea menor del 20%.
La geometría del poro puede tener también un fuerte efecto sobre la medición de las
curvas de permeabilidad relativa, incluyendo tales factores como el punto de cruce.
Morgan y Gordon midieron las permeabilidades relativas en núcleos limpios y mojados
por agua, encontrando significativas diferencias en rocas con poros grandes y bien
interconectados comparados con rocas que contenían mayor cantidad de poros más
pequeños y menos comunicados. En estos núcleos mojados por agua, los poros
pequeños están llenos con agua, la cual incrementa la Swi pero contribuye muy poco al
flujo de agua. Cuando se comparan dos muestras con la misma permeabilidad absoluta,
la roca que contiene mayor cantidad de poros (pero más pequeños) tienen una mayor
Swi y el punto de cruce de las curvas de permeabilidad relativa ocurre a una mayor
saturación de agua. Hay otros factores que pueden tener influencia sobre las curvas de
permeabilidad relativa, por lo que es preferible hacer mediciones independientes de
mojabilidad más que solo confiar en las reglas prácticas de Craig para evaluar la
mojabilidad.
39
40
CAPÍTULO IV
DISMINUCIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DEBIDO A LA ACUMULACIÓN DE
CONDENSADOS EN LA VECINDAD DEL POZO.
En este capítulo se hace una descripción de los diversos factores que originan la
formación de un anillo de condensado alrededor del pozo así como de la pérdida de
productividad asociada a dicho fenómeno.
IV.1. DINÁMICA DE LA FORMACIÓN DE UN BANCO DE CONDENSADO
ALREDEDOR DE LA PARED DEL POZO.
La formación13 e incremento de condensado líquido cerca de la pared del pozo es
consecuencia de la disminución de la presión por debajo de la presión de rocío durante
la producción. El crecimiento progresivo del banco de condensado impide el flujo de gas
hacia el pozo y causa pérdidas de componentes pesados en la superficie. El
comportamiento del banco de condensado cercano a la pared del pozo es el factor
dominante respecto al comportamiento del pozo. La figura IV.1 muestra una ilustración
esquemática de la acumulación de líquido y del perfil de presión en la región cercana a
la pared del pozo de un yacimiento de gas condensado. Whitson y Fevang
caracterizaron el comportamiento de flujo cercano a la pared del pozo como un bloqueo
por condensado. El bloqueo por condensado puede reducir significativamente la
productividad del pozo en algunos yacimientos, aunque la severidad depende de las
características del yacimiento y parámetros de operación del pozo.
Para caracterizar el flujo de gas condensado, comúnmente se utiliza en la literatura un
modelo de tres regiones. La primera región es la parte externa del yacimiento donde
solamente la fase gaseosa está presente por arriba del punto de rocío. La segunda
región es intermedia entre la primera y tercer región, donde la presión está por debajo
del punto de rocío pero el condensado es inmóvil. La tercer región está cercana a la
pared del pozo fluyendo tanto gas como condensado. En esta región el condensado se
forma a partir de la fase gaseosa a una velocidad más rápida en respuesta a la
41
disminución de presión generada por el pozo produciendo. En cualquier pozo productor,
una, dos o las tres regiones pueden existir. Las tres regiones de flujo se desarrollan
después de haber alcanzado una especie de estado pseudoestacionario. Las
condiciones de estado pseudoestacionario después de haberse establecido, cambiarán
gradualmente con el tiempo.
Una fase
gaseosa
Presión
Presión
Atrapamiento
de líquido
Atrapamiento
de líquido
Presión de
rocío
Fig. IV.1 - Ilustración del perfil de presión y atrapamiento de líquido en la
región cercana a la pared del pozo 13.
El modelo de tres regiones forma la base de muchos estudios de flujo de gas
condensado. Durante la disminución de la presión, la saturación de condensado se
incrementa a partir de cero y puede existir en todos los poros en la segunda y tercer
región.
La acumulación de condensado o su saturación cercana a la pared del pozo, depende
tanto de la composición de la mezcla como de la presión que tenga en ese momento el
yacimiento. El cambio composicional depende de las variaciones en las propiedades
PVT del fluido así como de los cambios en presión. Durante la producción, la presión
del yacimiento variará tanto en tiempo como en espacio. Si el pozo de gas condensado
está fluyendo a una presión de fondo fluyendo (pwf) constante, ya sea por arriba o
debajo de la presión de rocío, la variación de presión cercana a la pared del pozo será
muy grande (particularmente en yacimientos de baja permeabilidad) y con el tiempo no
varía mayormente (ver figuras IV.2 y IV.3).
42
Asimismo, Wheaton y Zhang modelaron el comportamiento PVT para una mezcla de
dos componentes, metano y pentano, a diferentes concentraciones. La figura IV.4
muestra las curvas del experimento CCE para seis mezclas de condesado con
diferentes concentraciones de pentano: 0.13, 0.15, 0.17, 0.20 0.23 y 0.25. A una presión
dada en la región de dos fases, la fracción de líquido de una mezcla de aceite ligero es
siempre mayor que la de una mezcla de gas condensado y la fracción de líquido de un
aceite relativamente pesado siempre será mayor que la de un aceite ligero. La fracción
del componente molar, densidad de la fase molar y viscosidades se pueden observar
en la figuras IV.5, IV.6 y, IV.7, respectivamente. Una de las conclusiones principales a
las que llegaron estos autores es que una vez que el pozo está produciendo con pwf
menores a la presión de rocío, no es posible remover el banco de condensado cerrando
el pozo y dejando que la presión se incremente por arriba del punto de rocío, ya que
durante el cierre, la saturación de condensado puede aún incrementarse y continuar un
proceso de imbibición.
Otro de los parámetros que modelaron Wheaton y Zhang fue el comportamiento de la
permeabilidad relativa. La condensación isotérmica en la segunda región del modelo de
tres regiones, es siempre un proceso de imbibición durante la disminución de presión,
donde el condensado continuamente se acumula y su saturación se incrementa. En la
región cercana al pozo la situación es más que compleja. Para el caso de un pozo
produciendo a una presión de fondo fluyendo constante, la saturación inicial de
condensado incrementa la imbibición la cual es siempre seguida por un periodo de
disminución de la saturación de condensado durante el drene. El proceso de drene es
debido a que el flujo de la mezcla en la región cercana al pozo va perdiendo
componentes pesados. El gas proveniente del condensado atrapado en la segunda
región, se va haciendo más y más seco con el tiempo. La mezcla más pobre en
componentes pesados incrementa su permeabilidad relativa al gas y la saturación de
condensado disminuye. El proceso de drene posterior no se debe a la re-vaporización.
En la figura IV.8 se pueden ver las curvas de permeabilidad relativa durante un proceso
de imbibición.
43
Como puede observarse, a una Sg de 0.80 la krg1 tiene un valor de 0.60 y kro1 es de 0.2,
cuando la Sg disminuye a 0.50 krg1 es 0.15; es decir, a una saturación todavía alta de
gas, la productividad del pozo se ve disminuida considerablemente ya que la
permeabilidad relativa (efectiva) al gas ha disminuido abruptamente.
Presión
Presión inicial de formación
Presión de rocío
Distancia a partir del pozo (m):r
Fig. IV.2 - Perfil de presión para un yacimiento homogéneo
Presión
fluyendo por arriba de la presión de rocío 13.
Presión inicial de rocío
Distancia a partir del pozo (m):r
Fig. IV.3 - Perfil de presión para un yacimiento homogéneo
fluyendo por debajo de la presión de rocío 13.
44
Volumen de líquido CCE (fración)
Presión (bar)
Fracción mol
Fig. IV.4 - Curvas CCE para seis mezclas de gas condensado13.
Presión (bar)
Fig. IV.5 - Fracción del componente molar para mezclas
Densidad fase molar (kmol/m3)
metano-pentano a T=75 °F 13.
Condensado
Presión (bar)
Fig. IV.6 - Densidad de la fase molar para mezclasmetano-pentano a T=75 °F 13.
45
Viscosidad de la fase (mPa s)
Condensado
Presión (bar)
Fig. IV.7 - Viscosidad de la fase para mezclas
Permeabilidad relativa
metano-pentano a T=75 °F 13.
Saturación de condensado
Fig. IV.8 - Curvas de permeabilidad relativa 13.
IV.2. PÉRDIDA DE PRODUCTIVIDAD CAUSADA POR LA ACUMULACIÓN DE
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS CERCANO A LA PARED DEL POZO14.
El-Bambi, Mc Cain and Semmelbeck construyeron un modelo composicional radial de
un solo pozo para investigar el comportamiento de la declinación de la productividad de
los pozos de gas condensado. El modelo consistió de una capa con 36 bloques en la
dirección radial. La simulación inició con un bloque de 0.5 pie cercano al pozo
46
incrementando el tamaño logarítmicamente hasta el décimo bloque, y luego se
emplearon bloques de tamaño uniforme de 100 pies. Se utiliza una ecuación de estado
de 9 componentes. Asimismo se emplearon datos de curvas de permeabilidad relativa
gas-aceite desarrolladas en un proceso de imbibición en presencia de agua irreducible.
Un ajuste histórico fue realizado en un intento de explicar el comportamiento fuera de lo
común de un pozo (ver figuras IV.9 y IV.10). El modelo se limitó por la producción de
gas mientras las propiedades del yacimiento se cambiaron para ajustar la presión
promedio del yacimiento y el gasto de producción de condensado. La permeabilidad,
porosidad y distribución de la permeabilidad se alteraron para alcanzar este ajuste.
Después del ajuste histórico exitoso del pozo A, varias razones para el comportamiento
no común fueron apareciendo. La productividad inicial del pozo declinó cuando la
presión fluyendo cercana al pozo disminuyó por debajo de la presión de rocío. Esto fue
debido al incremento en la saturación del condensado alrededor de la pared del pozo.
La figura IV.11 muestra la saturación de condensado contra el tiempo en tres regiones
del modelo con mallas desarrollado, representando la región cercana, media y alejada
del pozo.
La saturación de condensado cercana a la pared del pozo se incrementó a casi el 70 %
cuando la presión disminuyó por debajo del punto de rocío. Después de que la presión
a través del yacimiento disminuye por debajo de la presión de rocío, la saturación de
condensado se incrementa significativamente en el yacimiento. Por lo tanto, el gas que
llega a la pared del pozo es más pobre en componentes intermedios y disminuye la
saturación del condensado alrededor del pozo. Esto puede verse en la figura IV.11
como la declinación continua de la saturación de condensado cerca de la pared del
pozo (celda 1), lo que permite la recuperación parcial de la producción de gas.
47
Gasto de producción de gas (Mscf/d)
Tiempo (días)
Gasto de producción de condensado (STB/D)
Fig. IV.9 - Producción de gas y condensado pozo A14.
Tiempo (días)
Fig. IV.10 - Ajuste histórico de la producción de condensado14.
48
Saturación de condensado (fr)
Tiempo (días)
Fig. IV.11 - Comportamiento de la saturación de condensado en el yacimiento
con el tiempo 14.
IV.2.1. EFECTO SOBRE LA PERMEABILIDAD RELATIVA.
La permeabilidad relativa al gas y al condensado está determinada a partir de la
saturación del gas y del condensado. La figura IV.12 muestra la permeabilidad relativa
del condensado cercana a la pared del pozo (celda 1) y en la parte más alejada del
yacimiento (celda 36). La figura muestra que la permeabilidad relativa al condensado
cercana a la pared del pozo disminuye continuamente, conforme el gas que se está
produciendo es más pobre en componentes intermedios. La figura también muestra que
el condensado que está más alejado en el yacimiento (celda 36) no se mueve, ya que
su saturación no es lo suficientemente grande como para generarse una permeabilidad
relativa.
49
Permeabilidad relativa al condensado (fr)
Tiempo (días)
Fig. IV.12 Permeabilidad relativa del condensado en el yacimiento14.
La figura IV.13 muestra la permeabilidad relativa al gas tanto en la celda 1 como en la
36. Después de una disminución inicial cerca de la pared del pozo cuando la presión
cae abajo del punto de rocío, la permeabilidad relativa al gas se incrementa con el
tiempo. Este incremento en la productividad de gas es debido a una disminución de la
Permeabilidad relativa al gas (fr)
saturación de condensado cerca de la pared del pozo (ver figura IV.11).
Tiempo (días)
Fig. IV.13 Permeabilidad relativa del gas en el yacimiento14.
50
IV.2.2. CAMBIOS COMPOSICIONALES.
Los resultados de la simulación muestran que la composición tanto del gas y del
condensado en el yacimiento cambia conforme disminuye la presión del yacimiento. Los
cambios composicionales alrededor de la pared del pozo son más pronunciados que en
el resto del yacimiento. Esto está mostrado por la gráfica de tensión superficial (figura
IV.14). La tensión superficial refleja la proximidad de la composición del gas y el
condensado. Alrededor de la pared del pozo (celda 1) la mayor tensión superficial
refleja la diferencia considerable entre la composición del gas y el condensado.
Mientras que en el yacimiento (celda 36) la tensión superficial es mucho menor que
Tensión superficial
cerca del pozo.
Tiempo (días)
Fig. IV.14 Tensión superficial del fluido en el yacimiento14.
Los cambios composicionales afectan las viscosidades tanto del gas como del
condensado. Las figuras IV.15 y IV.16 muestran la viscosidad del condensado y del gas
(calculado a partir de las composiciones). Las figuras muestran que la viscosidad del
condensado se incrementa mientras que la del gas disminuye conforme la presión del
yacimiento decrece. Esto resulta en un incremento en la movilidad del gas.
51
Viscosidad del condensado (cp)
Tiempo (días)
Viscosidad del gas (cp)
Fig. IV.15 Viscosidad del condensado en el yacimiento14.
Tiempo (días)
Fig. IV.16 Viscosidad del gas en el yacimiento14.
IV.2.3. DESARROLLO DEL ANILLO DE CONDENSADO.
La figura IV.17 ilustra la formación de un anillo de condensado alrededor de la pared del
pozo y muestra la forma en que el perfil de saturación de condensado cambia con el
52
tiempo. Inicialmente la saturación de condensado se incrementa casi al 70 % cerca de
la pared del pozo cuando la presión disminuye por debajo de la presión de rocío. Esta
saturación máxima de condensado es mayor a la pronosticada por el laboratorio.
La saturación de condensado disminuye a cero a corta distancia de la pared del pozo y
desaparece a través de la mayor parte del yacimiento (cuando la presión es mayor a la
presión de rocío). El diámetro del anillo crece con el tiempo siempre y cuando la presión
del yacimiento se mantenga por arriba del punto de rocío, en este caso la concentración
de condensado cerca de la pared del pozo será del 70 %. Después de 6 años de
producción el anillo de condensado se ha expandido alrededor de 300 pies dentro del
yacimiento.
Entre el sexto y séptimo año de producción la saturación de condensado se ha
incrementado en el yacimiento conforme la presión disminuye y concuerda con los
resultados PVT del laboratorio, el gas - con menos componentes intermedios conforme se acerca a la pared provoca que la saturación de condensado disminuya.
Esto, por supuesto, resulta en un incremento en la saturación de gas cerca de la pared
del pozo lo cual incrementa la productividad del gas. Al año 20 alguna revaporización
ocurre y la saturación de condensado en el yacimiento decrece ligeramente.
Cuando la presión en todo el yacimiento cae por debajo del punto de rocío el
condensado es atrapado a través del yacimiento. La saturación del condensado no se
incrementa a un valor suficiente de tal modo que el condensado fluya.
Con base en lo anteriormente expuesto, se puede concluir que la formación y tamaño
del radio del anillo de condensado es función de:
1. Presión y temperatura del yacimiento.
2. Composición del gas condensado.
3. Interacción roca-fluidos:
a. Permeabilidad relativa al aceite, gas y agua.
53
b. Saturación de aceite, gas y agua.
Saturación del condensado (fr)
4. Heterogeneidades presentes en el yacimiento.
14 años
20 años
8 años
7 años
Distancia a partir del pozo (pie)
Fig. IV.17 Cambio del perfil de saturación de condensado con el tiempo
54
14
.
CAPÍTULO V
DESARROLLO EXPERIMENTAL.
En este capítulo se presentarán los antecedentes generales, las condiciones y
resultados obtenidos de los experimentos que se llevaron a cabo con los fluidos y rocas
pertenecientes al campo Saramako. Todos los estudios se realizaron en el área de
Termodinámica de Altas Presiones, del Laboratorio Productividad de Pozos del Instituto
Mexicano del Petróleo.
V.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SARAMAKO 15.
El Campo Saramako se localiza en el extremo suroeste de la Cuenca de Macuspana,
aproximadamente a 25 km al sureste de la ciudad de Villahermosa (ver figura V.1); fue
descubierto mediante el análisis de sísmica 3D del cubo sísmico de Crimea, la cual
muestra una trampa estructural muy similar a la del campo Agave, para los sedimentos
de edad Mesozoico; esta deformación estructural afecta sedimentos en el terciario
(arenas productoras) que forman el entrampamiento actual del campo.
El terciario está constituido por una estructura anticlinal de orientación NW-SE, de
aproximadamente 2.5 Km2. Al Este del campo y a una distancia aproximada de 7.5 km,
existe un domo de arcilla de orientación N-S, que ha permitido la ocurrencia de
acuñamientos (onlaps) de cuerpos arenosos lenticulares que pueden tener interés
prospectivo.
Las secuencias del Terciario están caracterizadas por sedimentos siliciclásticos de
aguas someras y se ha considerado un modelo de barras costeras orientadas en
dirección NW-SE de aproximadamente 2.5 km², con facies predominantemente
arcillosas y desarrollos alternantes de arenas que son los objetivos productores
importantes.
55
El Pleistoceno en el campo Saramako ha sido dividido en tres unidades geológicas no
oficiales, a manera de facilitar su descripción como se muestra en la figura V.2.
Campo Saramako
Fig.V.1- Mapa ubicación geográfica campo Saramako - Columna Geológica.
Fig. V.2 - Cuerpos arenosos del Pleistoceno, campo Saramako.
56
V.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS FORMACIONES EN EL CAMPO SARAMAKO.
Un intervalo inferior conformado por arenas y arcillas intercaladas de poco espesor y de
buena continuidad lateral, en ocasiones superan los 20 Ohms de resistividad y
espesores de más de 10 m; en general la zona prospectiva inferior ostenta como
características petrofísicas: porosidad promedio de 0.10, la saturación de agua
promedio (Sw) de 0.40, con volumen de arcillas estimado en 0.38 y permeabilidad entre
4 y 10 md. La mejor calidad de roca se observa hacia las zonas de los pozos Saramako
1, 2 y 4.
La zona desarrollada o arenas productoras está formada por alternancias de arenas
desarrolladas productoras de gas condensado y lutitas intercaladas; las arenas son de
color gris claro, consolidadas, mal clasificadas de grano fino a muy fino; los granos en
ocasiones angulosos, con baja esfericidad y ligero grado de imbricación, constituida por
minerales arcillosos, cuarzo, pirita, fragmentos de rocas (ver figura V.3). Trazas de
calcita, hematita, trazas de materia orgánica, matriz arcillosa y buena porosidad
intergranular (Análisis especial núcleo Polvillo 1), las arenas presentan buena
continuidad lateral
según la correlación entre los pozos Saramako 1, 2 y 3,
en
ocasiones con considerables reducciones de espesor y supuestos cambios de facies
hacia el área del pozo Saramako 4. La zona productora muestra como características
petrofísicas; valores de porosidad entre 0.12 y 0.15, la saturación de agua promedio
(Sw) de 0.25, con volumen de arcillas estimado en 0.30 y permeabilidad entre 20 y 80
md y espesor promedio de 30 m. La mejor calidad de roca se observa hacia la zona de
los pozo Saramako 1, 2 y 3, según los resúmenes de evaluación petrofisica de los
pozos.
Un intervalo superior, caracterizado principalmente por cuerpos arenosos lenticulares,
que en ocasiones presentan extensión lateral entre los pozos del campo Saramako; las
arenas están bien cementadas en material calcáreo y regularmente soportadas en
matriz arcillo-calcárea, constituidas por granos de cuarzo translúcido de grano fino y
tamaño limo, subanguloso a subrredondeado, bien clasificado, con presencia de
57
fragmentos de feldespato, micas blancas y verdes, lignito y muy escasa pirita fina (ver
apéndice “A”), con fósiles Planctónicos y Bentónicos. Las lutita se presentan
ligeramente limosas de color gris verdoso a verde oscuro, ligeramente calcárea,
abundantes micas blancas y verdes, con escasa materia bituminosa diseminada y
escasa pirita fina, escasos gasterópodos y bioclastos.
Fig. V.3 - Imagen microscopía electrónica de barrido núcleo 2 pozo Saramako 1.
V.1.2. REPORTE DE NÚCLEO SARAMAKO 1.
En forma general los lentes de arenas de la zona prospectiva superior, pueden tener
interés prospectivo como roca almacén de acuerdo a las características petrofísicas
estimadas en algunas de estas arenas, entre las cuales se mencionan porosidad
promedio 15%, saturación de agua menor a 40%, volumen de arcillas menor a 40% y
permeabilidad mayor a 20 md.
58
V.2. CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DEL YACIMIENTO Y DE LOS FLUIDOS.
Presión inicial
5418.7 psia.
Temperatura del yacimiento
240-253 °F.
Tipo de roca
Siliciclásticas
(arenas)
de
edad
Pleistoceno medio.
Tipo de yacimiento
Gas condensado.
Mecanismo principal de producción
Expansión roca-fluidos.
Presión de rocío
5418.7 psia.
API condensado
62.3
Densidad rel. del gas condensado (aire=1)
1.1
Como se ilustra en la figura V.4, desde abril del 2002 y hasta marzo del 2007, el campo
ha sufrido una declinación rápida energética desde una presión de 5418.7 psia a 1830.6
psia (marzo 2007). Tomando un tiempo de producción de 56 meses, un acumulado de
gas de 30.76 bcf y una caída de presión de 3328.2 psi, se calcularon los indicadores de
comportamiento del campo siguientes:
Abatimiento de presión por mes
59.43 psi /mes
Abatimiento de presión por bcf producidos
108 psi/bcf
Declinación de producción
0.55 bcf/mes
La figura V.4 también muestra que las presiones de los pozos llevadas a una
profundidad promedio de 3400 m mantienen una misma tendencia, mostrando que hay
comunicación entre las arenas superiores e inferiores. Lo anterior se ha corroborado por
la última presión del pozo Saramako 3, zona superior.
59
P R E S IO N E S U S A D A S E N B A L A N C E D E M A T E R IA L E S C O M P O S IC IO N A L
1 , 00 0
2
2
22
2
2
2
1
1
3
2
34
4
4
1
3
1
1
11 1
1
3
1
13
1
10 0
3
1
1
3
2
p (kg/cm )
10
1
24 / 0 5 / 0 2
1 0 /1 2 / 02
2 8/ 0 6 / 0 3
1 4/0 1/0 4
01 / 0 8/ 0 4
P W S _ DA TU M
17 /02 /0 5
0 5 / 09 / 05
2 4 /0 3 / 0 6
1 0 / 1 0/ 0 6
2 8/ 0 4/ 0 7
Lo g. ( P W S _ D AT U M )
Fig. V.4 - Comportamiento de presión de los pozos 1, 2, 3 y 4 del campo Saramako .
En la figura V.5 se muestra el acumulado de producción de condensado, gas y agua de
los pozos Saramako 1, 2, 3 y 4, que conforman el total de la producción del campo.
Nótese como a partir de junio del 2004 cambia la pendiente de las curvas de producción
acumulada de condensado y gas de los pozos.
Fig. V.5 - Producción acumulada pozos del Campo Saramako.
60
V.3. VOLÚMENES ORIGINALES Y RESERVAS DE GAS Y LÍQUIDO.
Los volúmenes originales de hidrocarburos, las reservas totales y remanentes de gas y
condensado se determinaron por el método dinámico de declinación de presión, el cual
está fundamentado en un balance de materia composicional que tiene en cuenta los
volúmenes de condensado retrogrado a presiones inferiores a las de rocío. Las
reservas de gas y condensado también se determinaron por curvas de declinación de
producción y los resultados comparan favorablemente con los valores oficiales de
PEMEX.
V.3.1. VOLÚMENES ORIGINALES DE HIDROCARBUROS (MÉTODO DINÁMICO DE
DECLINACIÓN DE PRESIÓN).
Con datos de presión y producción del Campo (Tabla 5.1) se construyó la variación de
Cpa p/Z2f
vs. Gpt
obteniéndose una línea recta (figura V.6) correspondiente a un
yacimiento volumétrico (sin entrada de agua). Por extrapolación de la recta a un valor
Cpa P/Z2f de cero se obtuvo el Gas Condensado Original en Sitio (GCOES).
GCOES = 71.58 bcf
Tabla 5.1 - Historias de presión y producción del campo Saramako
Nota: Solo se considero el agua de condensación.
Fecha
01/04/02
22/06/03
07/09/03
21/09/03
27/09/03
21/05/04
25/03/05
30/03/05
20/09/05
26/05/06
P
psia
5137
4895
4495
4495
4408
4089
3347
3310
2820
2045
Gas
bcf
0
2.36
3.75
4.02
4.23
9.18
18.27
18.85
23.05
28.44
Condensado
MMB
0
0.24
0.34
0.36
0.38
0.70
1.12
1.13
1.28
1.46
Agua
MMB
0
0.003
0.004
0.005
0.006
0.014
0.027
0.028
0.035
0.045
RGCacum.
SCF/STB
10300
9907.6
11137.5
11169.8
11122.8
13187.8
16376.8
16613.8
17968.5
19468.8
61
Cpa P/Z2f Vs Gpt
10000
9500
9000
Gpt
8500
Producción de fluidos (gas separado+condensados+vapor
de agua) equivalente en gas, SCF.
8000
Cpa
7500
Factor que tiene en cuenta la reducción del volumen
poroso por efecto de compactación de la roca y expansión
7000
Cpa*P/Z2f
6500
del agua connata, adimensional.
6000
Z2f
5500
Factor de compresibilidad bifásico de una mezcla gaslíquido, adimensional.
5000
4500
P
Presión, psia.
4000
GCOES
Gas condensado original en sitio, MMMPC
3500
3000
2500
GCOES = 71,58 MMMPC
2000
1500
1000
500
0
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
55000
60000
65000
70000
75000
80000
85000
90000
95000
100000
Gpt MMPC
Fig. V.6 – Determinación del GCOES por el Método Dinámico
de declinación de presión.
El Gas (separador) y el Condensado (tanque) originales en sitio se obtuvieron de las
ecuaciones:
GOES=GCOES*fg
(5.1)
COES=GOES/RGCi
(5.2)
donde:
GOES
Gas original en sitio.
COES
Condensado original en sitio.
fg
Fracción del gas condensado que permanece en fase gaseosa en
superficie, fracción molar.
RGCi
62
Relación Gas Condensado inicial, SCF/STB.
Valores obtenidos:
GOES = 65. 85 bcf
COES = 6.39 MMSTB (RGCi= 10300 SCF/STB)
V.3.2. RESERVAS TOTALES Y REMANENTES DE GAS Y CONDENSADO.
Se estudió el impacto de la presión de abandono en las reservas de gas y condensado.
Se fijaron presiones de abandono (pab) de 750 psi (52.8 kg/cm2), 1000 psi (70.4 kg/cm2)
y 1250 psi (88 kg/cm2). Se entra en la figura V.7 con la presión de abandono hasta
cortar la línea recta y luego se lee el valor de Gptab (gas de separador más líquidos
equivalentes en gas); a partir de este valor se determina Gpab (reservas de gas, SCF),
Ncab (reservas de condensado, STB) y Wpab (volumen de agua a producir hasta pab).
Ncab= Gptab/(Gptab/Ncab);
(5.3)
Gptab/Ncab = Gpab/Ncab +132800(GEc/MWc + (Wpab/Ncab) *(GEw/MWw));
(5.4)
Reservas de Gas=Ncab * (Gpab/Ncab).
(5.5)
Los valores de Gpab/Ncab y Wpab/Ncab se obtuvieron graficando Gp/Nc y Wp/Nc contra
Gpt de la historia de producción del yacimiento y, posteriormente, extrapolando el
comportamiento reciente hasta Gptab se determinaron Gpab/Ncab y Wpab/Ncab. La
densidad relativa del condensado (GEc) y su peso molecular (MWc) se obtuvieron a
partir de la densidad API del condensado de tanque.
Para el agua se usaron GEw =1 y MWw = 18 (apéndice “B”).
De las historias de producción se estimaron los valores de (Gp/Nc)ab = 22700 SCF/STB
y (Wp/Nc)ab =0.04 Bl/Bl
63
Fig. V.7- Cálculo de Reservas de Gas y Líquido por el Método Dinámico de
Declinación de Presión.
En la Tabla 5.2 se muestra un resumen de los resultados. Se puede observar que las
reservas dinámicas de gas y condensado calculadas con el método de p/Z a una pab de
750 psi (52.8 kg/cm2), coinciden con las cifras oficiales del Activo. Las reservas
calculadas por curvas de declinación obtenidas considerando que los pozos se
mantienen activos hasta alcanzar una Qgab de 100 MPCD coinciden con las obtenidas a
una pab de 1250 psi ( 88 kg/ cm2).
Lo anterior permite concluir:
•
Los 4 pozos actuales están en capacidad de producir las reservas del
campo en el caso en que se logre mantener su productividad, y su
declinación sea solo de tipo energética. Para cumplir con esta condición,
es necesario reactivar la producción de los pozos Saramako 1 y 3.
•
Si se logra abatir la presión del campo hasta 750 psi (52.8 kg/cm2), se
obtiene una ganancia de reservas de 7.3 bcf de gas y 0.4 MMSTB de
64
condensado, en relación a las reservas calculadas con una presión de
abandono de 1250 psi (88 kg/cm2).
Tabla 5.2 Reservas Totales y Remanentes del Campo Saramako.
RESERVAS TOTALES
GAS SEPARADO CONDENSADO
BPC
MMB
RESERVAS
REMANENTES
BPC
CONDENSADO
MMB
GAS SEPARADO
BALANCE DE MATERIALES
PRESION DE ABANDONO DE YAC.
(Kg/Cm2/PSIA)
52.7/750
55.6
2.5
24.8
1.0
70.3/1000
51.9
48.3
2.3
2.1
21.1
17.5
0.8
0.6
87.9/1250
CURVAS DE DECLINACION DE
PRODUCCION **
OFICIALES
48.6
2.1
17.8
0.6
54.0
2.5
23.2
1.0
V.4. DESARROLLO EXPERIMENTAL.
V.4.1. MINERALOGÍA DE LA ROCA.
Mediante la técnica de difracción de rayos X (figura V.8), se determinó que el cuarzo es
el principal componente de la roca de la formación productora (apéndice “C”). Otros
minerales que se encuentran presentes en menor grado son Carbonato de Calcio,
Alabita y Kianita.
65
S1-98_15-15_XY_300s [001]
600000
500000
Lin (Counts)
400000
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - S cale
S1- 98_15-15_X Y_300s [001] - File: S1- 98_15-15_X Y_300s_000 [ 001].raw - Type: 2Th alone - Star t: 14.000 ° - En d: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 3 00. s - Temp.: 25 °C (R oom) - T ime Star ted: 0 s
Operations: R ange Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y : 89.24 % - d x by: 1. - W L: 1.5406 - Hexagonal - a 4. 91410 - b 4.9141 0 - c 5.40600 - alph a 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - P rimitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - A lbite, calc ian, or dered - ( Na,C a)A l(Si,A )l 3O8 - Y: 44.62 % - d x by: 1. - WL : 1.5406 - Tr iclinic - a 8.1610 0 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 9 3.680 - beta 116 .420 - gamma 8 9.390 - B ase -ce
Fig. V.8 – Estudio de difracción de rayos X para determinar la mineralogía de la formación
productora del campo Saramako.
V.4.2. PRUEBAS DE COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS.
Es la principal herramienta para asegurar que el tratamiento utilizado no produzca o
genere un daño
adicional a la formación, cuando los productos químicos son
mezclados con los fluidos de la formación. Una porción de producto químico es
mezclado con salmuera y condensado. Los fluidos son colocados dentro de un
recipiente, el cual es agitado y sometido a presión y temperatura de yacimiento. El
equipo empleado en esta prueba puede ser observado en la figura V.9.
Los criterios empleados en las pruebas de compatibilidad son lo siguientes (figura V.
10):
1. Presencia de una fase y partículas en el fondo del recipiente.
2. Presencia de dos fases.
3. Presencia de dos fases y partículas en la interfase.
4. Presencia de dos fases y partículas en el fondo del recipiente.
5. Presencia de dos fases y partículas en la interfase, también partículas
suspendidas en ambas fases.
6. Presencia de una fase, sólidos precipitados y goma.
7. Presencia de una fase sin la presencia de precipitados o sólidos en suspensión.
66
Con las pruebas de compatibilidad se pretende descartar a aquellas mezclas que
produzcan la presencia de precipitados o sólidos en suspensión.
Fig. V.9 – Celda Bulk. Equipo utilizado para realizar pruebas de compatibilidad agitando muestras
de fluidos a condiciones de presión y temperatura de yacimiento.
En total se realizaron 15 pruebas de compatibilidad de fluidos con ocho productos
químicos diferentes. En ninguno de ellos se observó precipitación de cualquier tipo de
material ni la formación de emulsiones. En algunos casos solo se presentaron dos
fases, fase aceite (condensado) y fase agua (salmuera de formación) (ver figura V.11).
V.4.3. DETERMINACIÓN DE LA MOJABILIDAD DE LA ROCA DE LA FORMACIÓN.
Para determinar la mojabilidad de la formación productora en el campo Saramako, se
empleó el método cualitativo de flotación y una muestra de roca del núcleo, después de
haber sido sometida a proceso de limpieza, se trituró hasta obtener granos de arena
que fueron vaciados en un recipiente que contenía condensado y salmuera de
67
formación. Los granos de arena al pasar por la fase aceite, imbibieron de manera
natural una cierta cantidad de condensado y se depositaron en el fondo del recipiente,
dentro de la fase acuosa, aglomerándose y sin dejar “escapar” la fase aceite imbibida
(ver figura V.12). Esta característica es propia de formaciones fuertemente mojadas por
aceite.
7
1
2
3
4, 6
5
Fig. V.10 – Criterios de Evaluación- Pruebas de compatibilidad16.
Fig. V.11 – Prueba de compatibilidad de fluidos.
68
Condensado
Fig. V.12 – Granos preferentemente mojados por aceite.
Por otro lado, en una lámina de roca de la formación productora en el campo Saramako,
fueron colocadas una gota de salmuera y otra de condensado. La gota de salmuera
tardó 30 minutos en imbibirse dentro de la roca, mientras que la gota de condensado se
imbibió de manera espontánea (ver figura V.13). Este comportamiento confirma que la
roca de la formación productora tiene una fuerte tendencia a ser mojada por aceite.
Salmuera
Condensado
1
2
3
Fig. V.13 – Secuencia fotográfica de imbibición de gotas de agua y condensado
en roca de formación.
69
V.4.4. ALTERACIÓN DE LA MOJABILIDAD DE LA ROCA DE LA FORMACIÓN.
Una vez determinado que los granos de roca tienen una tendencia a ser fuertemente
mojados por el condensado, se procedió a seleccionar el producto químico que
provocara que los granos tuvieran una tendencia a ser mojados por agua. De todos los
productos químicos probados, se encontró que el producto A (comercial) y el producto
B (desarrollado por el Instituto Mexicano del Petróleo en el proyecto D.31519), cumplían
con la característica deseada.
Se colocó una lámina de roca en seno de producto químico durante 2 hrs. con la
finalidad de que se impregnara por completo del producto (figura V.14). Posteriormente
fue secada dentro de un horno, pulverizada y colocada en un recipiente que contenía
salmuera y condensado de formación. A diferencia del ensayo anterior, los granos de
arena no imbibieron condensado y se dispersaron en el fondo del frasco sin aglutinarse
(figura V.15). Lo anterior es indicativo de que el producto químico alteró la mojabilidad
de la formación de mojado por aceite a mojado por agua.
Este criterio es fundamental para seleccionar el producto químico que se vaya a
emplear en las pruebas de desplazamiento, ya que si bien pueden tener un
comportamiento adecuado en las pruebas de compatibilidad, no es indicativo de que
vayan a tener un buen comportamiento durante las pruebas de desplazamiento. Aunado
a lo anterior, se debe considerar que hay una limitante en cuanto a tapones de roca
obtenidos del núcleo; es decir, una vez que un tapón se haya utilizado en una prueba
de desplazamiento, no puede volver a emplearse, ya que ha sido sometido a un
proceso químico al impregnar sus granos con algún producto para alterar su
mojabilidad.
70
Fig. V.14 – Muestra de roca en seno de producto químico para alterar su mojabilidad.
Fig. V.15 – Los granos de roca ya no muestran preferencia por el condensado.
71
V.4.5. PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO.
El objetivo principal de las pruebas de desplazamiento es la de observar el
comportamiento de la permeabilidad efectiva al gas y al condensado antes y después
de que la roca haya sido dañada por bloqueo de líquido, así como después de la
implementación de un tratamiento químico. Esta prueba es primordial antes de que
cualquier químico se utilice en un tratamiento a nivel de pozo.
Ya que durante las operaciones de recuperación de núcleos diversos factores pueden
alterar sus condiciones originales, estos deben de acondicionarse previamente a su
utilización en las pruebas de desplazamiento. En la figura V.16 se pude ver que los
tapones son lavados con tolueno para posteriormente ser añejados en fluidos de
formación.
Fig. V.16 – Limpieza de tapones con tolueno.
En la tabla 5.3 se muestra la porosidad y permeabilidad de cada uno de los núcleos
pequeños que se emplearon en las pruebas de desplazamiento.
El equipo empleado en esta etapa experimental consistió de lo siguiente:
1. Bomba de desplazamiento.
72
2. Horno equipado.
3. Recipiente para metano.
4. Recipiente para condensado
5. Recipiente para salmuera de formación.
6. Recipiente para producto químico.
7. Permeámetro.
En las figuras V.17 y V.18 se puede observar el equipo anteriormente relacionado.
Tabla 5.3. – Porosidad y permeabilidad absoluta de tapones empleados
en pruebas de desplazamiento.
LONGITUD
Vb
Vp
φ
kabs
(pg)
(cm)
(cm3)
(cm3)
(adim)
(md)
1
1.5
6.05
68.976
10.364 0.1503
45
2
1.5
5.9
67.265
11.197 0.1665
46
3
1.5
4.55
51.874
8.4615 0.1631
53
4
1.5
4.5
51.304
8.9115 0.1737
5
1.5
4
45.604
7.529
0.1651
6
1.5
3.8
43.323
7.424
0.1714
TAPÓN DIÁMETRO
73
Fig. V.17 – Bomba de desplazamiento.
Producto químico
Condensado
Salmuera de
formación
Gas metano
HORNO
Permeámetro
Fig. V.18 – Horno equipado.
74
Todas las pruebas de desplazamiento se llevaron a condiciones de presión y
temperatura de yacimiento, 1534.7 psia y 240.8 °F. En la figura V.19 se ilustra
esquemáticamente el horno con los accesorios ya mencionados.
V.5. RESULTADOS PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO.
Para las pruebas de desplazamiento se emplearon los tapones 2, 1 y 3 (en este orden
secuencial). Los tapones 1 y 2 se probaron con el producto químico A y el tapón 3 con
el producto químico B. Para el tapón 2 se siguió el procedimiento propuesto por la
empresa desarrolladora del producto A (apéndice “D”). En el caso de los tapones 1 y 3
se siguió el procedimiento desarrollado de manera conjunta con el Laboratorio de
Productividad de Pozos del Instituto Mexicano del Petróleo (apéndice “E”). Las
diferencias fundamentales entre estos dos procedimientos es que el primero coloca el
tapón en sentido vertical y en el segundo procedimiento se coloca de manera horizontal,
asimismo, el primer procedimiento no evalúa la permeabilidad efectiva al gas antes y
después de someter al tapón a tratamiento químico, a diferencia del segundo que si lo
evalúa.
75
PERMEÁMETRO
CH4
P.Q
.
Cond.
Salm.
Tapón 1.5 pg
de diámetro
BPR
BOMBA
CONTABILIZADOR
DE LÍQUIDO
Fig. V.19 – Esquema de horno equipado con accesorios para realizar pruebas de desplazamiento.
Las ecuaciones que se emplearon para obtener el valor de las permeabilidades
efectivas al condensado y al gas son las siguientes:
kc =
kg =
qc µc L
,
A( p1 − p2 )
2q g µ g Lp 2
A( p12 − p 2 2 )
(5.6)
,
donde:
kc
Permeabilidad efectiva al condensado, d.
kg
Permeabilidad efectiva al gas, d.
76
(5.7)
qc
Gasto de inyección del condensado, cm3/s.
qg
Gasto de inyección del gas, cm3/s.
µc
Viscosidad del condensado, cp.
µg
Viscosidad del gas, cp.
L
Longitud del tapón, cm.
A
Área perpendicular a la dirección de flujo, cm2.
p1
Presión a la entrada del tapón, atm.
p2
Presión a la salida del tapón, atm.
Debido a que se emplea la ecuación de Darcy para obtener la permeabilidad efectiva al
condensado o al gas, es necesario asegurarse que la velocidad de flujo esté dentro de
la región de flujo laminar.
Para verificar esta condición se empleó la ecuación de
Hagen-Poiseuille e imágenes de microscopía de barrido para obtener el diámetro
promedio de poro y posteriormente calcular el Número de Reynolds. En el apéndice “F”
se muestra el desarrollo correspondiente
V.5.1. PRUEBA DE DESPLAZAMIENTO TAPÓN 2, PRODUCTO QUÍMICO A.
El producto A consiste de un grupo fluoroquímico que provoca que los granos de roca
tengan una repulsión al agua y al aceite. Asimismo, contienen un grupo silanol o alcoxi,
cuya función es la de que se adhiera a la pared del grano. El tapón 2 fue tratado con
mezclas al 2% en peso del producto A, disuelto en 29% en peso en Etanol y 69% en
peso en Butanietanol. El procedimiento seguido es el presentado en el apéndice “D”.
En la figura V.20 se presenta la permeabilidad efectiva al gas antes de daño y en
presencia de agua irreducible, medida a tres diferentes gastos de inyección de gas
metano: 1000, 250 y 100 cm3/hr.
77
k g Tapón 2
5
20
4.5
18
100 cm3/hr
16
3.5
14
3
12
2.5
10
kg
00:43:26
00:42:13
00:41:01
00:39:48
00:38:35
00:37:23
00:36:10
00:34:58
00:33:45
00:32:32
00:30:42
00:29:29
00:28:17
00:27:04
00:25:51
00:24:39
00:23:26
00:22:14
00:21:01
00:19:48
00:18:36
00:17:23
00:15:44
00:14:31
00:13:19
00:12:06
0
00:10:54
0
00:09:41
2
00:08:28
0.5
00:07:16
4
00:06:03
1
00:04:51
6
00:03:38
1.5
00:02:25
8
00:01:13
2
00:00:00
kg (md)
250 cm3/hr
∆P (psi)
1000 cm3/hr
4
DP
Fig. V.20 – Permeabilidad efectiva al gas antes del tratamiento.
En la figura V. 21 se puede observar el comportamiento de kc antes y después de que
el tapón 2 haya sido sometido al tratamiento químico. La kc de tener un valor de 8.2 md
antes de tratamiento, pasó a tener un valor de 15.12 md, sosteniéndose durante el
tiempo que duró el desplazamiento.
78
kc Tapón 2
20
20
16
16
14
14
12
12
9 Vol. Por. Iny. de
condensado
kc antes trat.
DP antes trat.
kc desp. Trat.
03:00:01
02:54:56
02:49:51
02:44:45
02:39:40
02:34:34
02:29:29
02:24:23
02:19:18
02:14:13
02:09:07
02:02:15
01:57:10
01:52:05
01:46:59
01:41:54
01:36:48
01:31:43
01:26:37
01:21:32
01:16:26
01:11:21
01:06:11
01:01:05
0
00:56:00
0
00:50:54
2
00:45:49
2
00:40:43
4
00:35:38
4
00:30:32
6
00:25:27
6
00:20:22
8
00:15:16
8
00:10:11
10
00:05:05
10
00:00:00
kc (md)
18
27 Vol. Por. Iny. de
condensado
∆P (psi)
18
DP desp. Trat.
Fig. V.21 – Permeabilidad efectiva al condensado antes y después de tratamiento, producto
químico A.
V.5.2. PRUEBA DE DESPLAZAMIENTO TAPÓN 1, PRODUCTO QUÍMICO A.
Con la finalidad de confirmar los resultados obtenidos con el tapón 2, se llevó a cabo
otro experimento empleando el producto químico A y el tapón 1. A diferencia del
anterior, el tapón se colocó de manera horizontal dentro del horno, según el
procedimiento descrito en el apéndice “E”. El gasto de inyección de gas fue de 1000
cm3/hr.
La kg antes de tratamiento fue de 9.2 md y después de tratamiento alcanzó un valor de
24.4 md (figura V.22).
79
Respecto a la permeabilidad efectiva al condensado, de tener un valor de 12.2 md
antes de tratamiento, se incrementó hasta 21.2 md después del tratamiento (figura
V.23).
k g Tapón 1
30
10
9
25
8
7
20
15
5
∆P (psi)
kg (md)
6
4
10
3
2
5
1
kg antes Trat.
kg desp. Trat.
DP antes Trat.
00:23:16
00:22:41
00:22:06
00:21:31
00:20:56
00:16:21
00:15:46
00:15:11
00:14:36
00:14:01
00:13:26
00:12:51
00:12:16
00:11:41
00:11:06
00:10:31
00:09:56
00:09:21
00:08:46
00:08:11
00:07:36
00:07:01
00:06:26
00:05:50
00:05:15
00:04:40
00:04:05
00:03:30
00:02:55
00:02:20
00:01:45
00:01:10
00:00:35
0
00:00:00
0
DP desp. Trat
Fig. V.22 – Permeabilidad efectiva al gas antes y después de tratamiento, q Iny=1000 cm3/hr,
producto químico A.
80
k c Tapón 1
5
30
4.5
25
4
3.5
20
2.5
15
∆P (psi)
kc (md)
3
2
10
1.5
1
5
0.5
kc antes Trat.
kc desp. Trat.
DP antes Trat.
02:07:58
01:59:37
01:51:16
01:42:56
01:34:35
01:25:53
01:17:33
01:09:12
01:00:51
00:25:02
00:16:41
00:08:20
0
00:00:00
0
DP desp. Trat.
Fig
. V.23 – Permeabilidad efectiva al condensado antes y después
de tratamiento, q Iny=100 cm3/hr, producto químico A.
V.5.3. PRUEBA DE DESPLAZAMIENTO TAPÓN 3, PRODUCTO QUÍMICO B.
El producto B consiste de un complejo supramolecular que contiene grupos
carboxílicos, sulfónicos nitrogenados e hidrocarbonados, los cuales son solubles en
agua y/o hidrocarburos, cuya función principal es generar una repulsión a la fase aceite.
El tapón 3 fue tratado con mezclas al 2% en peso del producto B disuelto en salmuera
del campo Saramako. El procedimiento seguido es el presentado en el apéndice “E”.
81
kg Tapón 3
5
40
4.5
35
4
30
3.5
3
2.5
20
∆P (psi)
kg (md)
25
2
15
1.5
10
1
5
0.5
kg antes Trat.
kg desp. Trat.
DP antes Trat.
00:28:23
00:27:33
00:26:42
00:25:52
00:25:02
00:24:12
00:23:22
00:22:32
00:21:42
00:20:52
00:20:02
00:19:12
00:18:22
00:17:32
00:16:42
00:15:52
00:15:01
00:14:11
00:13:21
00:12:31
00:11:41
00:10:51
00:10:01
00:09:11
00:08:21
00:07:31
00:06:41
00:05:51
00:05:01
00:04:11
00:03:20
00:02:30
00:01:40
00:00:50
0
00:00:00
0
DP desp. Trat.
Fig. V.24 – Permeabilidad efectiva al gas antes y después de tratamiento, q Iny=1000 cm3/hr,
producto químico B.
Nótese como después de 20 minutos de haber iniciado la inyección de gas, la kg
después del tratamiento comienza a descender. Esto podría interpretarse como que
después de cierto tiempo, la efectividad del producto comienza a disminuir.
82
kcTapón 3
30
5
4.5
25
4
3.5
20
15
2.5
∆P (psi)
kc (md)
3
2
10
1.5
1
5
0.5
kc antes Trat.
kc desp.Trat.
DP antes Trat.
01:48:05
01:44:59
01:41:54
01:38:49
01:35:44
01:32:38
01:29:33
01:26:28
01:23:23
01:20:17
01:17:12
01:14:07
01:11:01
01:07:56
01:04:51
01:01:46
00:58:40
00:55:35
00:52:30
00:49:25
00:46:19
00:43:14
00:40:09
00:37:04
00:33:58
00:30:53
00:27:48
00:24:42
00:21:37
00:18:32
00:15:27
00:12:21
00:09:16
00:06:11
00:03:06
0
00:00:00
0
DP desp. Trat.
Fig. V.25 – Permeabilidad efectiva al condensado antes y después de tratamiento, q Iny=100 cm3/hr,
producto químico B.
V.6. RESUMEN DE RESULTADOS.
En la tabla 5.4 se encuentran los resultados obtenidos de las tres pruebas realizadas En
todas se incrementó la permeabilidad efectiva al gas y al condensado.
Tabla 5.4. – Comportamiento de la permeabilidad de la roca antes y después de tratamiento
químico.
TAPÓN
PRODUCTO
QUÍMICO
DISUELTO
EN
kabs
(md)
kg antes
trat.
(md)
kg desp.
Trat.
(md)
kc antes
trat.
(md)
kc desp.
Trat.
(md)
2
A
ALCOHOL
46
3.2
---
8.2
15.12
1
A
ALCOHOL
45
9.2
24.4
12.2
21.2
3
B
SALMUERA
53
7.2
27.6
8.6
18.6
83
En el apéndice “G” se presenta un resumen de la metodología desarrollada.
84
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES.
A partir de los resultados de esta tesis se pueden listar las conclusiones siguientes.
1. Se ha desarrollado una metodología a escala experimental de laboratorio para la
selección de producto químico para aumentar la permeabilidad efectiva al gas.
2. La disminución en la permeabilidad efectiva al condensado no solamente se
debe a que no se alcance la saturación crítica, sino también a la afinidad que
tiene la roca a ser mojada por aceite.
3. La mojabilidad de la roca de la formación juega un papel fundamental en la
selección del producto químico a utilizar para remover el daño por condensación
retrógrada.
4. Con la finalidad de disminuir el riesgo de provocar un daño adicional a la
formación, es necesario llevar a cabo pruebas de compatibilidad de fluidos y de
desplazamiento a nivel de laboratorio, empleando roca y fluidos de formación.
5. La composición mineral de la roca y la química del fluido de tratamiento son
factores importantes a considerar para el diseño del tratamiento a emplear.
6. Mediante la técnica de flotación se puede determinar si un producto químico es o
no eficiente en alterar la mojabilidad de la roca de formación.
7. No obstante que se obtuvieron resultados aceptables a nivel de laboratorio, es
necesario que a través de una prueba de campo en pozos se verifiquen.
85
86
Apéndice “A”
Estudio de Espectro de Rayos X
Núcleo 2, Pozo Saramako 1.
87
Muestra 1 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.1 – Composición mineral muestra 1.
Untitled:1
Acquisition Time:15:34:50
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:36.02 Tc:10.0
Lsec :112
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
CK
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
CaK
BaL
FeK
Total
12.24
36.3
2.12
1.2
5.41
31.37
1.48
1.18
1.38
0.57
4.57
2.2
100
20.59
45.85
1.86
1
4.05
22.57
0.93
0.67
0.71
0.29
0.67
0.79
100
0.0162
0.0874
0.0066
0.0052
0.0294
0.1954
0.0085
0.0075
0.0107
0.0048
0.0373
0.0191
1.0466
1.0306
0.9666
0.9915
0.9629
0.9915
0.9846
0.9367
0.9406
0.964
0.756
0.8841
0.1263
0.2336
0.3225
0.4319
0.5573
0.6273
0.5825
0.6745
0.8242
0.8697
1.0767
0.9829
1.0004
1.0005
1.0045
1.0086
1.0135
1.0014
1.0024
1.0028
1.005
1.0065
1.0032
1
Fig. A.1 – Imagen 50µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 1.
88
Muestra 2 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.2 – Composición mineral muestra 2.
Untitled:2
Acquisition Time:15:37:26
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:36.02 Tc:10.0
Lsec :60
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
CK
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
CaK
BaL
FeK
Total
10.79
35.22
1.98
1.16
6.3
30.18
1.69
1.37
1.23
0.56
6.5
3.01
100
18.8
46.06
1.8
1
4.89
22.48
1.11
0.81
0.66
0.29
0.99
1.13
100
0.0142
0.0869
0.006
0.0048
0.0329
0.1798
0.0097
0.0087
0.0096
0.0048
0.0532
0.0261
1.0524
1.0363
0.9719
0.9969
0.9682
0.9969
0.9899
0.9428
0.9468
0.97
0.7606
0.8896
0.1253
0.2378
0.3098
0.4131
0.5334
0.5966
0.5755
0.6664
0.8169
0.8646
1.0728
0.9754
1.0004
1.0005
1.0043
1.0082
1.0123
1.0015
1.0028
1.0033
1.0065
1.009
1.0041
1
Fig. A.2 – Imagen 20µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 2.
89
Muestra 3 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.3 – Composición mineral muestra 3.
Untitled:3
Acquisition Time:15:39:20
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:36.05 Tc:10.0
Lsec :69
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
CK
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
CaK
BaL
FeK
Total
9.59
33.83
2
2.47
9.52
24.76
1.97
1.58
1.19
0.77
7.51
4.82
100
17.23
45.65
1.87
2.19
7.62
19.03
1.33
0.96
0.65
0.42
1.18
1.86
100
0.0129
0.0857
0.0058
0.0099
0.0467
0.1337
0.0114
0.0101
0.0093
0.0066
0.0619
0.0419
1.0585
1.0423
0.9774
1.0026
0.9737
1.0026
0.9955
0.949
0.953
0.9762
0.7652
0.8952
0.127
0.2429
0.2974
0.3957
0.4995
0.5377
0.5778
0.6666
0.8158
0.864
1.071
0.9716
1.0004
1.0005
1.0041
1.0073
1.0094
1.0017
1.0032
1.0038
1.008
1.0109
1.0064
1
Fig. A.3 – Imagen 5µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 3.
90
Muestra 4 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.4 – Composición mineral muestra 4.
Untitled:5
Acquisition Time:15:43:50
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:36.05 Tc:10.0
Lsec :69
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
CK
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
CaK
BaL
FeK
Total
10.21
33.33
2.31
1.06
4.57
29.16
3.6
1.97
0.92
0.58
8.25
4.04
100
18.38
45.07
2.17
0.95
3.66
22.46
2.43
1.2
0.51
0.31
1.3
1.57
100
0.0131
0.0815
0.0067
0.0042
0.0229
0.1735
0.0208
0.0123
0.0071
0.0049
0.0676
0.035
1.0576
1.0415
0.9767
1.0018
0.9729
1.0018
0.9947
0.9485
0.9524
0.9756
0.7647
0.8946
0.1213
0.2347
0.2977
0.3922
0.5085
0.5924
0.5799
0.6565
0.8057
0.8572
1.0668
0.9679
1.0004
1.0005
1.004
1.0076
1.0121
1.0023
1.0033
1.0035
1.0078
1.0111
1.0052
1
Fig. A.4 – Imagen 50 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 4.
91
Muestra 5 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.5 – Composición mineral muestra 5.
Untitled:6
Acquisition Time:15:48:09
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:36.02 Tc:10.0
Lsec :30
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
CK
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
CaK
BaL
FeK
Total
11.5
28.95
2.82
1.03
5.23
26.03
3.83
2.17
1.09
0.78
11.79
4.78
100
21.51
40.64
2.76
0.95
4.35
20.82
2.68
1.37
0.62
0.44
1.93
1.92
100
0.0153
0.0692
0.008
0.0039
0.0246
0.1461
0.0223
0.0136
0.0085
0.0067
0.0972
0.0413
1.0667
1.0504
0.985
1.0103
0.9812
1.0103
1.0031
0.9583
0.9621
0.9851
0.7718
0.9032
0.1245
0.2273
0.2854
0.3669
0.4749
0.5541
0.5787
0.6536
0.802
0.853
1.0623
0.9554
1.0003
1.0005
1.0035
1.0067
1.0103
1.0026
1.0041
1.0047
1.0106
1.0149
1.0056
1
Fig. A.5 – Imagen 5 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 5.
92
Muestra 6 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.6 – Composición mineral muestra 6.
Untitled:8
Acquisition Time:15:51:58
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:35.95 Tc:10.0
Lsec :132
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
BaL
FeK
Total
37.97
1.86
1.23
12.25
27.66
2.31
0.67
4.18
9.73
2.14
100
55.84
1.91
1.19
10.68
23.16
1.7
0.45
2.51
1.67
0.9
100
0.1046
0.0054
0.0048
0.0606
0.1436
0.0127
0.0041
0.0322
0.079
0.0185
1.0495
0.9842
1.0095
0.9803
1.0094
1.0022
0.9568
0.9607
0.7709
0.9021
0.2623
0.2944
0.3882
0.4995
0.5132
0.5462
0.6352
0.7976
1.0506
0.9577
1.0005
1.0044
1.0084
1.0101
1.0019
1.0036
1.0053
1.0071
1.0025
1
Fig. A.6 – Imagen 20 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 6.
93
Muestra 7 Núcleo 2 Pozo Saramako 1
Tabla A.7 – Composición mineral muestra 7.
Untitled:9
Acquisition Time:15:55:31
Date: 3-Jun-2008
kV:25.00
Detector Type :UTW-Sapphire
Tilt: 0.30
Resolution :136.53
EDAX ZAF Quantification
Element Normalized
SEC Table : Default
Standardless
Take-off:35.95 Tc:10.0
Lsec :55
Element
Wt %
At %
K-Ratio
Z
A
F
OK
NaK
MgK
AlK
SiK
SK
ClK
KK
BaL
FeK
Total
37.6
1.24
1.32
16.43
24.17
2.35
0.63
1.98
10.83
3.46
100
55.82
1.28
1.29
14.46
20.44
1.74
0.42
1.2
1.87
1.47
100
0.1117
0.0035
0.0051
0.0797
0.1161
0.0128
0.0038
0.0153
0.0891
0.03
1.0531
0.9875
1.0129
0.9837
1.0129
1.0057
0.9605
0.9644
0.7737
0.9055
0.2818
0.2868
0.3814
0.4891
0.4734
0.5414
0.6306
0.7944
1.0588
0.9572
1.0005
1.0044
1.0083
1.0082
1.0017
1.0029
1.0043
1.0084
1.0041
1
Fig. A.7 – Imagen 5 µm y espectro de dispersión de rayos X muestra 7.
94
Apéndice “B”
Análisis Físico-Químico del Agua del
Campo Saramako.
95
ANÁLISIS FÍSICO, QUÍMICO Y BACTERIOLÓGICO DEL AGUA, SARAMAKO
POZO:
INSTALACIÓN:
SARAMAKO
ACTIVO:
PUNTO DE MUESTREO:
FECHA DE MUESTREO:
03-Ene-08
FECHA DE ANÁLISIS:
08-Feb-08
PROPIEDADES FÍSICAS
TEMPERATURA......................
23.0
GASES EN SOLUCIÓN
ºC
DENSIDAD..............................
1.0090
pH...........................................
6.10
CONDUCTIVIDAD....................
TURBIDEZ…...............................
42
COLOR....................................
(mg/L)
3
g/cm @ 23.0 ºC
@ 23.0 ºC
ÁCIDO SULFHÍDRICO (H2S)...........................................................
µS/cm, @ 23.0 ºC
BIÓXIDO DE CARBONO (CO2)........................................................
OXÍGENO DISUELTO (O2)..............................................................
FTU
PtCo
OLOR....................................
PROPIEDADES QUÍMICAS
CATIONES:
(mg/L)
(meq/L)
ANIONES:
4,394.85
191.172
CLORUROS (Cl )........................….........
+
0.00
0.000
++
544.00
(mg/L)
(meq/L)
7,800.00
220.010
SULFATOS (SO4 ).....…….……............
5.00
0.104
27.146
CARBONATOS (CO3=)...................….....
0.00
0.000
58.34
4.800
BICARBONATOS (HCO3-)…..…....…....
207.40
3.399
11.05
0.396
HIDRÓXIDOS (OH )................................
0.00
0.000
0.00
0.000
NITRITOS (NO2 )........................….........
BARIO (Ba )..........................
0.00
0.000
NITRATOS (NO3 )...................................
ESTRONCIO (Sr++)…..............
0.00
0.000
FOSFATOS (P04 ).......…..……..............
0.00
0.000
TOTAL:
5,008.24
223.513
TOTAL:
8,012.40
223.513
+
SODIO (Na )...........................
POTASIO (K )….....................
CALCIO (Ca )........................
++
MAGNESIO (Mg ).................
++
HIERRO (Fe )........................
++
MANGANESO (Mn ).............
++
-
=
-
-
-
-3
0.00
0.000
0.00
0.000
SÓLIDOS DISUELTOS Y EN SUSPENSIÓN
(mg/L)
(mg/L)
SÓLIDOS TOTALES .............…......................................
DUREZA TOTAL como CaCO3......................................................
1,600.00
DUREZA DE CALCIO como CaCO3...............................................
1,360.00
SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN (SST)…..............................
DUREZA DE MAGNESIO como CaCO3..........................................
240.00
GRASAS Y ACEITES......................................................
ALCALINIDAD A LA "F" como CaCO3...........................................
0.00
SILICE SOLUBLE (Si02).............….................................
ALCALINIDAD A LA "M" como CaCO3..........................................
170.00
SÓLIDOS DISUELTOS TOTALES (SDT)........................
13,020.64
ÓXIDO FERRICO (Fe2O3).............…................................
SALINIDAD como NaCl ..................................................................
12,857.80
ACIDEZ como CaCO3.....................................................
INDICE DE ESTABILIDAD............…...….........................................
-1.41921
TENDENCIA ......................................................................................
CORROSIVA
PROPIEDADES BACTERIOLÓGICAS
(Colonia/mL)
(Colonia/mL)
BACTERIAS MESOFÍLICAS AEROBIAS........................
BACTERIAS ANAEROBIAS TOTALES...........................................
BACTERIAS SULFATO REDUCTORAS.........................
DIAGRAMA DE STIFF & DAVIS
meq /L
N a+
Cl-
C a+
+
H CO3 -
M g+
+
SO4 --
CO3 --
Fe ++
+
10,
000
96
3,
000
1,
000
300
100
30
10
3
1
3
10
30
100
300
1,
000
3,
000
10,
000
Apéndice “C”
Análisis Mineralógico Muestras
Núcleo 2 pozo Saramako 1.
97
INFORME DE ENSAYO /SERVICIO
1. Se midieron los patrones de difracción de rayos X en el equipo:
1.1 Equipo: D8 Discover with Gadds
Radiación: Longitud de onda de Cu Kα1,2 1.5418
Detector de área HI-STAR, Monocromador de haz primario Göbel mirror
1.1 Condiciones de medición
Sistema Bruker:
Proyecto:
Condiciones de barrido; 2 frames θ-2θ=15-15, frame width=34, integración 2θ= 14 a
80
Tiempo de conteo por frame= 300 segundos
Tamaño de paso; 0.05 grados 2θ
Potencia; 40Kv, 40mA
Distancia del Detector: 15 cm.
Identificación de fases
Mediante el programa Eva
98
2. Resultados
2.1 Identificación de fases;
Tabla C.1 – Identificación de fases de muestras de roca Núcleo 2, pozo Saramako 1.
Muestra
Fase
Tarjeta
Observaciones
S1-98
Quartz low
65-466
Tamaño de cristal grande
Alabite
41-1480
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Calcium Oxalate
18-0297
Vaterite CaCO3
24-0030
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Quartz low
65-466
Alabite
41-1480
Calcium Oxalate
18-0297
Vaterite CaCO3
24-0030
AB
Quartz low
65-466
CB
Calcite Ca(CO3)
83-1762
Kyanite Al2SiO5
74-1827
S2-99
S3-100
S4-101
S5-102
S6-107
S7-104
Tamaño de cristal grande
Tamaño de cristal grande
Tamaño de cristal grande
Tamaño de cristal grande
Tamaño de cristal grande
Tamaño de cristal grande
(Trazas)
99
Patrones de difracción con identificación.
Fig. C.1 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S1-98.
100
S1-98_15-15_XY_300s [001]
600000
500000
Lin (Counts)
400000
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S1-98_15-15_XY_300s [001] - File: S1-98_15-15_XY_300s_000 [001].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started: 0 s
Operations: Range Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 89.24 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 44.62 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
Fig. C.2 –Nivel de energía muestra S1-98.
101
S2-99_15-15_XY_300s [002]
500000
400000
Lin (Counts)
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S2-99_15-15_XY_300s [002] - File: S2-99_15-15_XY_300s_000 [002].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started: 0 s
Operations: Background 8.128,1.000 | Range Op. Merge | Import [002]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
Fig. C.3 –Nivel de energía muestra S2-99.
102
Fig. C.4 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S3-100.
103
S3-100_15-15_XY_300s
400000
Lin (Counts)
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S3-100_15-15_XY_300s - File: S3-100_15-15_XY_300s_merge.raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started: 0 s - 2-Th
Operations: Import
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 65.67 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 32.84 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
18-0297 (N) - Calcium Oxalate - gamma-C2CaO4 - Y: 24.53 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 24-0030 (D) - Vaterite, syn - CaCO3 - Y: 36.80 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.13000 - b 4.13000 - c 8.49000 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P63/mmc (194) - 2
Fig. C.5 –Nivel de energía muestra S3-100.
104
Fig. C.6 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S4-101.
105
S4-101_15-15_XY_300s [001]
210000
200000
190000
180000
170000
160000
150000
140000
Lin (Counts)
130000
120000
110000
100000
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S4-101_15-15_XY_300s [001] - File: S4-101_15-15_XY_300s_000 [001].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started:
Operations: Range Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
Fig. C.7 –Nivel de energía muestra S4-101.
106
Fig. C.8 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S5-102.
107
S5-102_15-15_XY_300s [001]
800000
700000
600000
Lin (Counts)
500000
400000
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S5-102_15-15_XY_300s [001] - File: S5-102_15-15_XY_300s_000 [001].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started:
Operations: Range Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 65.67 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 32.84 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
Fig. C.9 –Nivel de energía muestra S5-102.
108
Fig. C.10 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S6-107.
109
S6-107_15-15_XY_300s [001]
230000
220000
210000
200000
190000
180000
170000
160000
150000
Lin (Counts)
140000
130000
120000
110000
100000
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S6-107_15-15_XY_300s [001] - File: S6-107_15-15_XY_300s_000 [001].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started:
Operations: Range Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 65.67 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 32.84 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
Fig. C.11 –Nivel de energía muestra S6-107.
110
Fig. C.12 – Patrón de difracción de Rayos X, muestra S7-104.
111
S7-104_15-15_XY_300s [001]
400000
Lin (Counts)
300000
200000
100000
0
14
20
30
40
50
60
70
80
2-Theta - Scale
S7-104_15-15_XY_300s [001] - File: S7-104_15-15_XY_300s_000 [001].raw - Type: 2Th alone - Start: 14.000 ° - End: 81.200 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 300. s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started:
Operations: Range Op. Merge | Import [001]
65-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 65.67 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) - 3 41-1480 (I) - Albite, calcian, ordered - (Na,Ca)Al(Si,Al)3O8 - Y: 32.84 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.16100 - b 12.85800 - c 7.11200 - alpha 93.680 - beta 116.420 - gamma 89.390 - Base-ce
18-0297 (N) - Calcium Oxalate - gamma-C2CaO4 - Y: 24.53 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 24-0030 (D) - Vaterite, syn - CaCO3 - Y: 36.80 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.13000 - b 4.13000 - c 8.49000 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P63/mmc (194) - 2
Fig. C.13 –Nivel de energía muestra S7-104.
112
AB
4000
Lin (Counts)
3000
2000
1000
0
4
10
20
30
40
50
60
70
8
2-Theta - Scale
AB - File: AB.raw - Type: 2Th/Th lock ed - Start: 4.000 ° - End: 80.000 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 0.5 s - T emp.: 25 °C (Room) - Time Started: 21 s - 2-Theta: 4.000 ° - T heta: 2.000 ° - Chi: 0.00 ° - Phi:
Operations: Import
03-065-0466 (C) - Quartz low, syn - SiO2 - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal - a 4.91410 - b 4.91410 - c 5.40600 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - P3221 (154) 01-079-1653 (C) - Calcium Carbide - CaC2 - Y: 8.33 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Triclinic - a 8.42000 - b 11.84000 - c 3.94000 - alpha 93.400 - beta 92.500 - gamma 89.900 - Base-centered - C-1 (0) - 8
01-071-2396 (A) - Aragonite - CaCO3 - Y: 22.92 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Orthorhombic - a 4.96160 - b 7.97050 - c 5.73940 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 90.000 - Primitiv e - Pmc n (62) - 4 01-075-1711 (A) - Dolomite - CaMg(CO3)2 - Y: 10.42 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal (Rh) - a 4.80800 - b 4.80800 - c 16.02200 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - R-3 (
01-084-0820 (C) - Huntite - CaMg3(CO3)4 - Y: 8.33 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal (Rh) - a 9.50270 - b 9.50270 - c 7.82120 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - R32 (15
Fig. C.14 –Nivel de energía muestra AB.
113
CB
3400
3300
3200
3100
3000
2900
2800
2700
2600
2500
2400
2300
2200
Lin (Counts)
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
4
10
20
30
40
50
60
70
2-Theta - Scale
CB - File: CB.raw - Type: 2T h/Th lock ed - Start: 4.000 ° - End: 80.000 ° - Step: 0.020 ° - Step time: 0.5 s - Temp.: 25 °C (Room) - Time Started: 29 s - 2-Theta: 4.000 ° - T heta: 2.000 ° - Chi: 0.00 ° - Phi:
Operations: Import
01-083-1762 (A) - Calcite - Ca(CO3) - Y: 50.00 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Hexagonal (Rh) - a 4.98960 - b 4.98960 - c 17.06100 - alpha 90.000 - beta 90.000 - gamma 120.000 - Primitive - R-3c (167) 01-074-1827 (C) - Kyanite - Al2SiO5 - Y: 4.17 % - d x by: 1. - WL: 1.5406 - Tric linic - a 7.11000 - b 7.83000 - c 5.58000 - alpha 89.880 - beta 101.230 - gamma 106.100 - Primitiv e - P-1 (2) - 4 - 292.303 -
Fig. C.15 –Nivel de energía muestra CB.
114
80
Apéndice “D”
Procedimiento prueba de
desplazamiento en tapones
desarrollado por el fabricante del
producto químico “A”.
115
PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO EN TAPONES (VERTICAL)
DE 1.5 PG DE DIÁMETRO.
1. Ajustar BPR a 1400 psi.
2. Ajustar medidor volumétrico de líquidos para contabilizar volumen desplazado.
3. Cargar balas con Salmuera (170 ml), Producto Químico (300 ml), Condensado
(400 ml) y Metáno (1500 psia). Colocarlas dentro del horno.
4. Colocar dentro del horno permeámetro con tapón en sentido vertical. Hacer vacío
durante 1 hr.
5. Calentar horno hasta 116 °C
6. Saturar tapón 100 % inyectando salmuera @ 60 cm3/hr hasta alcanzar régimen
permanente. Medir kabs.
7. Inyectar metano @ 1000 250 y 100 cm3/hr hasta alcanzar régimen permanente.
Medir kg.
8. Inyectar 100 ml de condensado @ 100 cm3/hr, asegurándose de alcanzar
régimen permanente. Medir kc.
9. Inyectar 300 ml de Producto Químico @ 100 cm3/hr. Dejar reposar 12 hrs.
10. Inyectar 300 ml de condensado @ 100 cm3/hr, asegurándose de alcanzar
régimen permanente. Medir kc estimulado.
116
Apéndice “E”
Procedimiento prueba de
desplazamiento en tapones
desarrollado en el Instituto Mexicano
del Petróleo.
117
PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO EN TAPONES (HORIZONTAL)
DE 1.5 PG DE DIÁMETRO.
1. Ajustar BPR a 1400 psi.
2. Ajustar medidor volumétrico de líquidos para contabilizar volumen desplazado.
3. Cargar balas con Salmuera (170 ml), Producto Químico (300 ml), Condensado
(400 ml) y Metáno (1500 psia). Colocarlas dentro del horno.
4. Colocar dentro del horno permeámetro con tapón en sentido horizontal. Hacer
vacío durante 1 hr.
5. Calentar horno hasta 116 °C
6. Saturar tapón 100 % inyectando salmuera @ 60 cm3/hr hasta alcanzar régimen
permanente. Medir kabs.
7. Inyectar metano @ 1000 cm3/hr hasta alcanzar régimen permanente. Medir kg
base.
8. Inyectar 41 cm3 de salmuera (4 volúmenes porosos) y medir kw en régimen
permanente.
9. Inyectar 100 ml de condensado @ 100 cm3/hr, asegurándose de alcanzar
régimen permanente. Medir kc.
10. Inyectar 300 ml de Producto Químico @ 100 cm3/hr. Dejar reposar 12 hrs.
11. Inyectar 300 ml de condensado @ 100 cm3/hr, asegurándose de alcanzar
régimen permanente. Medir kc estimulado.
12. Inyectar metano @ 1000 cm3/hr hasta alcanzar régimen permanente en cada uno
de los gastos. Medir kg estimulado.
118
Apéndice “F”
Relación entre la Ley de Darcy y la
Ley de Hagen-Poiseuille.
119
RELACIÓN ENTRE LA LEY DE DARCY Y
LA LEY DE HAGEN-POISEVILLE.
La ley de Hagen-Poiseville16 establece la relación que existe entre la velocidad
volumétrica de flujo y las fuerzas que originan dicho flujo (fuerzas relacionadas con la
caída de presión y la aceleración gravitacional). Para flujo horizontal está representada
por la ecuación 1.
Q=
π ( p1 − p 2 ) R 4
8µL
(F.1)
donde:
Q
Gasto volumétrico de flujo, L3t-1.
p1
Presión a la entrada del ducto, c
p2
Presión a la salida del ducto, ML-1t-2.
R
Radio del ducto, L.
µ
Viscosidad del líquido, ML-1t-1.
L
Longitud del ducto, L.
Fig. F.1- Envoltura cilíndrica de un fluido sobre el que se aplica balance de cantidad de
movimiento para obtener la fórmula de Hagen-Poiseuille.
120
Las suposiciones que están implícitas en la Ley de Hagen-Poiseuille son:
a. Flujo laminar.
b. La densidad del fluido es constante.
c. Flujo en estado estacionario.
d. El fluido es newtoniano.
e. Efectos finales despreciables
f. No hay deslizamiento del fluido en la pared.
g. El fluido se comporta como un medio continuo.
Entonces, para un ducto i:
Qi =
π ( p1 − p 2 ) Ri 4
8µL
(F.2)
donde:
Qi
Gasto volumétrico de flujo en el ducto i, L3/t.
Ri
Radio del ducto i, L.
Para un conjunto de n ductos del mismo radio:
n
QT =
∑Q
(F.3)
i
i =1
QT
Gasto volumétrico total en el conjunto de n ductos del mismo radio, L3t-1.
La velocidad media del fluido dentro del ducto está dada por la ecuación 4.
v =
( p1 − p 2 ) Ri 2
8µL
(F.4)
121
Para un medio poroso (ecuación de Darcy), la velocidad media del fluido se obtiene con
la ecuación 5.
v =
k ( p1 − p 2 )
µL
(F.5)
donde:
<v>
Velocidad media, L/t.
k
Permeabilidad absoluta del medio poroso, L2.
p1
Presión a la entrada del medio poroso, ML-1t-2.
p2
Presión a la salida del medio poroso, ML-1t-2.
µ
Viscosidad del líquido, ML-1t-1.
L
Longitud del ducto, L.
Por analogía entre las ecuaciones 4 y 5:
k=
Ri 2
.
8
(F.6)
Considerando una permeabilidad absoluta promedio para el medio poroso de 50 md
(ver figura F.2).
k abs = 50(md ) = 4.934515X 10 −10 (cm 2 )
Entonces, a partir de la ecuación 6:
Ri = 6.28306613X 10 −5 (cm)
122
100
90
80
70
K abs (md)
60
50
40
30
20
10
Tapón 1
Tapón 3
00:43:49
00:42:34
00:41:18
00:40:03
00:38:48
00:37:33
00:36:18
00:35:03
00:33:48
00:32:33
00:31:18
00:30:02
00:28:47
00:27:32
00:26:17
00:25:02
00:23:47
00:22:32
00:21:17
00:20:02
00:18:46
00:17:31
00:16:16
00:15:01
00:13:46
00:12:31
00:11:16
00:10:01
00:08:46
00:07:30
00:06:15
00:05:00
00:03:45
00:02:30
00:01:15
00:00:00
0
Tapón 2
Fig. F.2 – Permeabilidades absolutas de los tapones 1, 2 y 3 empleados en los experimentos.
I. DETERMINACIÓN DEL NÚMERO DE REYNOLDS (NRE) PARA FLUJO DE GAS Y
LÍQUIDO.
El NRE está determinado por la siguiente ecuación:
N RE =
1488 ρvd '
µ
,
(F.7)
Donde:
ρ
Densidad del fluido, lbm/pie3.
v
Velocidad de flujo del fluido, pie/seg.
d’
Diámetro del ducto, pie.
µ
Viscosidad del fluido, cp.
123
Los tapones que se emplearon fueron de 1.5 pg de diámetro, lo que equivale a un área
perpendicular al flujo de 11.4 cm2.
Ya que la porosidad promedio de los tapones es de 0.165, entonces el área efectiva al
flujo es:
AEF=Axφ= 11.4X0.165=1.88119 cm2.
1. FLUJO DE GAS.
Para obtener la kg se emplearon tres diferentes gastos, 100, 250 y 1000 cm3/hr, todos a
condiciones de 1534.7 psia y 240.8 °F.
La velocidad microscópica promedio <v> en los tapones de 1.5 pg de diámetro es:
v =
q
AEF
(F.8)
El gas utilizado en los experimentos fue metano. A continuación se calculará NRE con la
siguiente información:
ρg= 3.47897 lbm/pie3 (a condiciones de 1534.7 psia y 240.8 °F)
µg=0.016289 cp (a condiciones de 1534.7 psia y 240.8 °F).
d’=2XRi=2X6.2806613X10-5 cm=0.000004 pie
Tabla F.1 – Numéro de Reynolds para diferentes gastos de gas.
qg (cm 3/hr)
100
250
1000
<v> (cm/hr) <v> (pie/seg)
NRE
53.15784158 0.000484451 6.16E-04
132.8946039 0.001211128 1.54E-03
531.5784158 0.00484451 6.16E-03
Para todos los casos se obtuvieron NRE<1 lo cual es característico de flujo laminar.
124
2. FLUJO DE LÍQUIDO.
Para determinar la kabs se empleó salmuera de formación, la cual se inyectó a un gasto
de 60 cm3/hr.
La velocidad promedio de inyección de salmuera se calcula con la ecuación 8:
3
⎞
60⎛⎜ cm
hr ⎟⎠
q
⎝
⎞
=
= 31.88 cm = 0.00029056⎛⎜ pie
v =
hr
seg ⎟⎠
⎝
AEF 1.8819 cm 2
( )
(
)
ρL= 63.648 lbm/pie3.
µ=1.02 cp (a condiciones de 1534.7 psia y 240.8 °F).
d=2XRi=2X6.2806613X10-5 cm=0.000004 pie
Entonces, el NRE es:
N RE =
1488 ρvd '
µ
=
1488 x 63.648 x 0.00029056 x 0.000004
= 1.079 E − 04
1.02
El cual también es característico de flujo laminar.
II. DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO DE PORO A TRAVÉS DE IMÁGENES DE
MICROSCOPÍA DE BARRIDO.
Para verificar el diámetro de poro obtenido a través de la ley de Hagen-Poiseuille, se
recurrió a las imágenes obtenidas a través de microscopía de barrido, de donde se
seleccionaron tres diferentes diámetros de poro representativos de la muestra de
núcleo.
El diámetro promedio de poro fue de 2.419x10-4 cm o 0.000008 pie, el cual es acorde
con el obtenido mediante la ecuación 6.
125
-4
d’=3.9088x10 cm
-4
d’=2.82x10 cm
-4
d’=1.95x10 cm
-4
d’=2.52x10 cm
-4
d’=1.128x10 cm
-4
d’=2.185x10 cm
Fig. F.3 – Imagen microscopía de barrido muestra 1, núcleo 2, pozo Saramako 1.
-4
d’=3.9088x10 cm
-4
d’=2.82x10 cm
-4
d’=1.95x10 cm
-4
d’=2.185x10 cm
-4
d’=1.128x10 cm
-4
d’=2.52x10 cm
Fig. F.4 – Imagen microscopía de barrido muestra 2, núcleo 2, pozo Saramako 1.
126
-4
d’=1.128x10 cm
-4
d’=2.185x10 cm
-4
d’=2.82x10 cm
-4
d’=3.9088x10 cm
-4
d’=2.52x10 cm
-4
d’=1.95x10 cm
Fig. F.5 – Imagen microscopía de barrido muestra 3, núcleo 2, pozo Saramako 1.
127
128
Apéndice “G”
Metodología desarrollada.
129
Tabla G.1 – Metodología desarrollada.
Actividad.
Objetivo.
Estudio/Equipo a emplear.
1.- Mineralogía de la
roca.
Conocer
la
composición
mineral de la roca de la
formación productora.
Estudio de difracción de
Rayos X.
2.- Análisis
composicional de
fluidos
Determinar la composición y
propiedades físicas del gas y
del condensado.
3.- Análisis físicoquímico del agua de
formación.
Determinar la composición y
características
físicas
y
químicas del agua producida.
4.- Limpieza de
tapones de núcleo.
Eliminar productos extraños de
la formación, tales como
residuos
de
fluidos
de
perforación, grasas, etc.
5.- Pruebas de
compatibilidad de
fluidos.
Verificar que los productos
químicos
a
emplear
no
produzcan
partículas
al
mezclarse con los fluidos de
formación.
6.- Mojabilidad de la
roca.
7.- Características
básicas de los
tapones de
formación.
Determinar la afinidad de la
roca de formación a ser
mojada por un fluido.
Determinar dimensiones de
cada tapón, porosidad y
permeabilidad absoluta.
Análisis cromatográfico.
Presión
atmosférica
y
alta temperatura.
Presión
temperatura
ambiente.
y
Presión
temperatura
ambiente.
y
Presión
temperatura
yacimiento.
Agitación.
y
de
Presión
temperatura
ambiente.
y
Bomba
dual
de
desplazamiento, nitrógeno
permeámetro, bomba de
vacío.
Presión
temperatura
ambiente.
y
Presión
temperatura
ambiente.
y
Presión
temperatura
yacimiento.
y
de
Análisis de Stiff-Davis.
Tolueno, parrilla eléctrica,
equipo Soxlet.
Recipiente con los fluidos.
Celda Bulk.
Método
flotación.
cualitativo
de
8.- Alteración de la
mojabilidad de la
roca de formación.
Seleccionar
el
producto
químico
que
altere
la
mojabilidad de la roca de
formación hacia la mojabilidad
deseada.
Roca
de
formación,
producto químico, fluidos de
formación, horno eléctrico.
9.- Prueba de
desplazamiento.
Observar el comportamiento de
la permeabilidad efectiva al gas
y al condensado antes y
después de que la roca haya
sido dañada por bloqueo de
líquido, así como después de
la implementación de un
tratamiento químico.
Horno eléctrico equipado,
recipientes para cada fluido
a emplear, bomba de
desplazamiento,
permeámetro, tapones de
formación, bomba de vacío.
130
Condiciones.
A
1, 2, 3, 4
5
9
¿Son compatibles
los fluidos?
No
Seleccionar otro
producto químico.
Si
¿Mejoró kg y kc?
No
Seleccionar otro
producto químico.
6, 7
Si
Fin procedimiento.
8
¿El producto
químico altera la
mojabilidad de la
roca?
No
Seleccionar producto químico
que altere la mojabilidad.
Si
A
Actividades: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 y 9.
Fig. G.1- Diagrama de flujo de la metodología desarrollada.
131
132
NOMENCLATURA.
A
Área transversal de flujo, L2.
AEF
Área efectiva de flujo, L2.
API
Densidad API del condensado en tanque, adimensional.
Bl
Barril, L3.
bcf
Mil millones de pies cúbicos de gas medidos a condiciones estándar.
C
Fuerza capilar, MLt-2.
COES
Condensado original en sitio, L3.
Cpa
Factor que tiene en cuenta la reducción del volumen poroso por efecto de
compactación de la roca y expansión del agua connata, adimensional.
c.e.
Condiciones estándar de presión y temperatura.
d’
Diámetro del ducto, L.
fg
Fracción molar de la fase gaseosa en la mezcla, adimensional.
fl
Fracción molar de la fase líquida en la mezcla, adimensional.
G
Fuerza de gravedad, MLt-2.
GCOES
Gas condensado original en sitio, L3.
GEc
Gravedad específica del condensado, adimensional.
GEw
Gravedad específica del agua, adimensional.
GOES
Gas original en sitio, L3.
Gp
Volumen de gas producido medido a condiciones estándar, L3.
Gpab
Reservas de gas de separador a la presión de abandono, L3.
GPM
Riqueza del gas natural expresada en galones por cada mil pie3 de gas
ambos medidos a condiciones estándar, adimensional.
Gpt
Producción de fluidos (gas separado+condensados+vapor de agua)
equivalente en gas, L3.
133
Gptab
Producción de fluidos (gas separado+condensados+vapor de agua)
equivalente en gas obtenidos a la presión de abandono, L3.
g
Constante gravitacional, Lt-2.
g
Galón, L3.
h
Altura, L.
I
Fuerza de inercia, MLt-2.
k, kabs
Permeabilidad absoluta, L2.
kc
Permeabilidad efectiva al condensado, L2.
kg
Permeabilidad efectiva al gas, L2.
ko
Permeabilidad efectiva al aceite, L2.
kw
Permeabilidad efectiva al agua, L2.
krg
Permeabilidad relativa al gas, adimensional.
kro
Permeabilidad relativa al aceite, adimensional.
krw
Permeabilidad relativa al agua, adimensional.
L
Longitud, L.
MB
Miles de barriles medidos a condiciones estándar, L3.
MMB
Millones de barriles medidos a condiciones estándar, L3.
MMMPC
Mil millones de pies cúbicos de gas medidos a condiciones estándar, L3.
MMpie3
Un millón de pies cúbicos de gas medidos a condiciones estándar, L3.
MPCD
Mil pies cúbicos de gas producidos por día, L3t-1.
MWc
Peso molecular del condensado, adimensional.
MWw
Peso molecular del agua, adimensional.
N (C/V)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas capilares y viscosas.
N (C/G)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas capilares y
gravitacionales.
134
N (V/G)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas viscosas y
gravitacionales.
N (C/I)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas capilares e inerciales.
N (V/I)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas viscosas e inerciales.
N (G/I)
Número adimensional que relaciona a las fuerzas gravitacionales e
inerciales.
Nc
Producción acumulativa de condensado medido a condiciones estándar,
L3.
Ncab
Reserva de condensado obtenido a la presión de abandono, L3.
Np
Producción acumulativa de aceite medido a condiciones estándar, L3.
NRE
Número de Reynolds, adimensional.
p
Presión, ML-1t-2.
pab
Presión de abandono ML-1t-2.
Pc
Presión capilar, ML-1t-2.
Pi
Presión inicial, ML-1t-2.
PNW
Presión en el fluido no mojante, ML-1t-2.
Po
Presión en el aceite, ML-1t-2.
Pw
Presión en el agua, ML-1t-2.
PWET
Presión en el fluido mojante, ML-1t-2.
pwf
Presión de fondo fluyendo, ML-1t-2.
p1
Presión a la entrada del ducto o del medio poroso, ML-1t-2.
p2
Presión a la salida del ducto o del medio poroso, ML-1t-2.
Q
Gasto volumétrico de flujo, L3t-1.
Qi
Gasto volumétrico de flujo en el ducto i, L3t-1.
Qgab
Gasto volumétrico de gas a la presión de abandono, L3t-1.
QT
Gasto volumétrico total en el conjunto de n ductos del mismo radio, L3t-1.
q
Gasto volumétrico, L3t-1.
qc
Gasto volumétrico de condensado, L3t-1.
135
qg
Gasto volumétrico de gas, L3t-1.
qi
Gasto volumétrico de inyección, L3t-1.
qo
Gasto volumétrico de aceite, L3t-1.
qw
Gasto volumétrico de agua, L3t-1.
R
Radio del ducto, L.
Ri
Radio del ducto i, L.
RGC
Relación gas-condensado, adimencional.
RGCacum.
Relación gas-condensado acumulado, adimensional.
RGCi
Relación gas-condensado inicial, adimensional.
RGL
Relación gas-líquido, adimensional.
r1
Radio de curvatura de la interfase 1, L.
r2
Radio de curvatura de la interfase 2, L.
Sg
Saturación de gas, adimensional.
So
Saturación de aceite, adimensional.
Soc
Saturación crítica de aceite, adimensional.
Sor
Saturación de aceite residual, adimensional.
STB
Barriles a condiciones estándar, L3.
STBw
Barriles de agua a condiciones estándar, L3.
Sw
Saturación de agua, adimensional.
Swi
Saturación de agua irreductible, adimensional.
V
Fuerza viscosa, MLt-2.
V
Volumen, L3.
Vb
Volumen de poros y matriz de una muestra de roca, L3.
Vosp
Volumen de aceite desplazado por imbibición espontánea de agua, L3.
Vot
volumen total de aceite desplazado por imbibición y desplazamiento
centrífugo, L3.
Vp
136
Volumen de poros de una muestra de roca, L3.
Vwsp
Volumen de agua desplazada por imbibición espontánea de aceite, L3.
Vwt
Volumen total de agua desplazado por imbibición de aceite y
desplazamiento centrífugo, L3.
v
Velocidad de flujo del fluido, Lt-1.
<v>
Velocidad media, Lt-1.
W
Relación de áreas para calcular el índice de mojabilidad USBM,
adimensional.
Wp
Volumen de agua producida acumulada medida a condiciones estándar,
L3.
Wpab
Volumen de agua producida acumulada obtenida a la presión de
abandono, L3.
Z2f
Factor de compresibilidad bifásico de una mezcla gas-líquido,
adimensional.
δo
Relación de desplazamiento por aceite, adimensional.
δw
Relación de desplazamiento por agua, adimensional.
∆ρgo
Diferencia de densidades entre el gas y el aceite, ML-3.
∆p
Diferencia de presiones, ML-1t2.
µ
Viscosidad, ML-1t-1.
µc
Viscosidad del condensado, ML-1t-1.
µg
Viscosidad del gas, ML-1t-1.
µo
Viscosidad del aceite, ML-1t-1.
µw
Viscosidad del agua, ML-1t-1.
ρ
Densidad del fluido, ML-3.
ρg
Densidad másica del gas, ML-3.
137
φ
Porosidad, adimensional.
σ
Tensión interfacial, Mt-2.
σA
Tensión de adhesión, Mt-2.
σgo
Tensión superficial gas-aceite, Mt-2.
σos
Tensión interfacial entre el aceite y el sólido, Mt-2.
σow
Tensión interfacial entre el aceite y el agua, Mt-2.
σws
Tensión interfacial entre el agua y el sólido, Mt-2.
θc
Ángulo de contacto
υg
Velocidad del gas en el medio poroso, L/t.
138
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Literature
Survey-Part
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Measurement”, Journal Petroleum Technology, November 1986
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Wettability on Relative Permeability”, Journal Petroleum Technology, November
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